BRPI0709420A2

BRPI0709420A2 - fluido de perfuração para reduzir ou controlar a circulação perdida a uma formação subterránea que circunda um furo de poço em um processo de perfuração de um poço, método para reduzir ou impedir a circulação perdida de fluido de perfuração para uma formação subterránea durante o processo de perfuração de poço, agente de perda de escoamento para reduzir ou controlar as pedras de escoamento para uma formação subterránea permeável durante um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, fluido de perfuração para reduzir ou controlar as perdas de escoscoamento para uma formação subterránea permeável em um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de gás, método para reduzir ou controlar as pedras de escoamento para uma formação subterránea permeável em processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, uso de particulas sólidas da cera com um tamanho de mais de 50 micra, uso de um agente de perda de esoamento e uso de fluido de perfuração que compreende um fluido de perfuração que compreende um fluido base e um agente de perda de escoamento

Info

Publication number: BRPI0709420A2
Application number: BRPI0709420-5A
Authority: BR
Inventors: Hoskins Terry
Original assignee: Canadian Energy Services L.P.
Priority date: 2006-03-30
Filing date: 2007-03-30
Publication date: 2011-07-12
Also published as: WO2007107015B1; WO2007107015A1; US7705099B2; CA2583484C; NO20084535L; CA2583484A1; US20070244013A1; EP2007841A4; EP2007841A1; MX2008011755A

Abstract

FLUIDO DE PERFURAçãO PARA REDUZIR OU CONTROLAR A CIRCULAçAO PERDIDA A UMA FORMAçAO SUBTERRáNEA QUE CIRCUNDA UM FURO DE POçO EM UM PROCESSO DE PERFURAçãO DE UM POçO, MéTODO PARA REDUZIR OU IMPEDIR A CIRCULAçãO PERDIDA DE FLUIDO DE PERFURAçãO PARA UMA FORMAçãO SUBTERRáNEA DURANTE O PROCESSO DE PERFURAçãO DE UM POçO, AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAçãO SUBTERRáNEA PERMEáVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAçãO DE UM POçO EM UMA OPERAçãO DE RECUPERAçãO DE óLEO OU GáS, FLUIDO DE PERFURAçãO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAçãO SUBTERRANEA PERMEáVEL EM UM PROCESSO DE PERFURAçãO DE UM POçO EM UMA OPERAçãO DE RECUPERAçãO DE óLEO OU GáS, MéTODO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAçãO SUBTERRANEA PERMEáVEL EM UM PROCESSO DE PERFURAçãO DE UM POçO EM UMA OPERAçãO DE RECUPERAçãO DE óLEO OU GáS, USO DE PARTìCULAS SóLIDAS DA CERA COM UM TAMANHO DE MAIS DE 50 MICRA, USO DE UM AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO E USO DE FLUIDO DE PERFURAçãO QUE COMPREENDE UM FLUIDO BASE E UM AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO A circulação perdida de fluido de perfuração é um dos problemas mais sérios e mais caros que são enfrentados pela indústria de perfuração. A presente invenção refere-se a um fluido de perfuração aperfeiçoado para reduzir ou impedir a circulação perdida para uma formação subterrânea que circunda um furo de poço no processo de perfuração de um poço. O fluido de perfuração compreende um fluido base e uma cera ou uma substância cerosa como um agente de perda de escoamento primário. A invenção também apresenta um método para reduzir ou impedir a circulação perdida para uma formação subterrânea que circunda um furo de poço no processo de perfuração de um poço utilizando o fluido de perfuração da invenção, em que o agente de perda de escoamento primário é adicionado ao fluido de perfuração, antes ou durante a perfuração, e o fluido de perfuração é bombeado furo abaixo durante a perfuração.

Description

FLUIDO DE PERFURAÇAO PARA REDUZIR OU CONTROLAR A CIRCULAÇÃO PERDIDA A UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA QUE CIRCUNDA UM FURO DE POÇO EM UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO, MÉTODO PARA REDUZIR OU IMPEDIR A CIRCULAÇÃO PERDIDA DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA DURANTE O PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO, AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL EM UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, MÉTODO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL EM UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, USO DE PARTÍCULAS SÓLIDAS DA CERA COM UM TAMANHO DE MAIS DE 50 MICRA, USO DE UM AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO E USO DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO QUE COMPREENDE UM FLUIDO BASE E UM AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO

CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se de maneira geral a fluidos de perfuração e aos métodos para reduzir a circulação perdida para uma formação subterrânea no processo de perfuração de um poço. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a um fluido de perfuração que compreende uma cera ou uma substância cerosa como um agente de perda de escoamento primário e a um método para reduzir ou impedir as perdas de escoamento para uma formação subterrânea no processo de perfuração de um poço utilizando o fluido de perfuração da invenção.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

O fluido de perfuração, conhecido como lama,executa diversas funções diferentes essenciais à perfuração de um poço de óleo ou de gás e incrementa a eficiência total da operação de perfuração. 0 fluido de perfuração é1 utilizado, por exemplo, para refrigerar e lubrificar a ferramenta de perfuração, para reduzir o atrito entre a brocae o furo do poço, para controlar a pressão sub-superficial no furo do poço, para elevar os pedaços cortados da perfuração e carregá-los até a superfície, e para limpar o furo do poço e a ferramenta de perfuração.

0 componente principal do fluido de perfuração é oseu fluido base, que pode ser baseado em água, baseado em hidrocarboneto ou uma emulsão. Os fluidos de perfuração aquosos ou baseados em água são utilizados normalmente na indústria e o fluido base pode ser água doce ou água salgada.

Os fluidos de perfuração baseados em hidrocarboneto ouóleo também são normalmente utilizados, uma vez que eles são emulsões invertidas (isto é, de água em óleo). Para completar a perfuração de poços complexos no oeste do Canadá e por todo o mundo, muitos operadores optaram pelos fluidos deperfuração baseados em hidrocarbonetos. 0 engenheiro deperfuração atual tem preocupações que variam da complexidade do desenho do poço à estabilização do furo do poço sob condições extremas do furo. A perfuração de poços complexos cria operações dispendiosas e a perfuração comhidrocarbonetos permite aos operadores alguma margem de confiança na concretização dos objetivos de perfuração.

Quando os engenheiros de perfuração optam pela perfurar com hidrocarbonetos, ainda há algumas questões preocupantes, em que as questões principais incluem o custodo óleo base refinado, o que é diretamente amarrado ao preçodo óleo em todo o mundo, e as perdas de escoamento ou, em casos mais graves, perdas totais, que aumentam rapidamente o custo da perfuração. Ambas a natureza e a composição dofluido de perfuração contribuem com o custo elevado de perfuração, em termos dos materiais, da composição, das formulações químicas, e dos processos de manufatura envolvidos. O volume enorme de fluido de perfuração requerido para completar cada operação também contribui com o custo elevado.

No processo de perfuração de um poço, o fluido de perfuração é bombeado no furo do poço através da tubulação de perfuração e sai através dos bocais na broca de perfuração. O fluido de perfuração flui então de volta para a superfície através da coroa anular, que é o espaço entre a tubulação de perfuração e a parede do furo do poço. De volta na superfície, os pedaços cortados são removidos e a lama é bombeada geralmente de volta para um tanque de fluido onde pode ser reutilizada e/ou tratada caso necessário. O sistema de fluido de perfuração é tipicamente desenhado como um circuito com o fluido de perfuração circulando continuamente à medida que a broca de perfuração gira.

Durante a operação de perfuração, uma parte do fluido de perfuração pode filtrar para a formação subterrânea permeável que circunda o furo do poço e, portanto, não é retornada para a superfície para a recirculação. Esta parte perdida de fluido de perfuração que flui para a formação é geralmente conhecida na indústria como circulação perdida.

Toda a circulação perdida experimentada tem um impacto econômico significativo na operação. A circulação perdida, particularmente de fluidos de perfuração baseados em hidrocarbonetos, também pode ter um impacto negativo no meio ambiente.

A circulação perdida pode ocorrer na forma de perdas de escoamento ou de perdas de fluido.

As perdas de escoamento ocorrem quando fluidos integrais são perdidos para as formações durante aperfuração. Isto pode ocorrer, por exemplo, quando os sólidos no sistema de fluido de perfuração não são suficientemente grandes para servir como agentes de ligação eficazes para as formações porosas ou fraturadas. Perdas de escoamento suaves a moderadas não resultam na perda total da lama de perfuração para a formação, mas estas perdas têm, entretanto, um impacto significativo no custo da perfuração. Perdas graves podem ser experimentadas em formações altamente porosas ou fraturadas. A quantidade de perda de escoamento experimentada depende da estrutura e da permeabilidade da formação que está sendo perfurada. Uma área de uma formação onde ocorre a perda de escoamento é geralmente conhecida como uma zona de perda.

Ao contrário da perda de escoamento, a perda de fluido refere-se à perda de fluido base para as formações onde uma torta de filtro é formada ou onde os sólidos não podem passar, isto é, onde somente o fluido base é perdido. As propriedades que podem ser controladas com respeito à perda de fluido são a quantidade de material filtrado e a espessura da torta de filtro criada, por exemplo, mediante a adição de vários polímeros ou sólidos finos desejáveis ao fluido de perfuração.

Quando da programação de um poço a ser perfurado com hidrocarbonetos, as perdas de escoamento são normalmente estimadas com base no tamanho do furo em milímetros em uma seção do furo de 100 metros. Um exemplo disto deve ser tal como segue: seção de furo de 200 mm, 3 - 4 m3 de perdas por 100 metros do novo furo perfurado, seção de furo de 222 mm, 4 - 6 m3 de perdas por 100 metros do novo furo perfurado, seção de furo de 311 mm, > 6 m3 de perdas por 100 metros do novo furo perfurado.

As perdas de escoamento podem ser reduzidas, em quantidades variadas, mediante a adição de sólidos estranhos ao fluido. 0 método consiste em colocar ou construir umaesteira de material dentro, sobre ou próxima do furo do poço para vedar as perdas de escoamento entre o fluido de perfuração e as formações subterrâneas. Vários produtos têm sido adicionados aos fluidos de perfuração com o passar dos anos em uma tentativa de controlar ou impedir as perdas de escoamento ou as perdas de fluido para as formações subterrâneas. Estes aditivos são geralmente conhecidos como materiais de circulação perdida. Os materiais de circulação perdida conhecidos incluem o pó de serra, a gilson ita, o asfalto, plásticos, polímeros solúveis em água e vários agentes de espessamento e de formação de gel. Os materiais de circulação perdida são freqüentemente moídos ou misturados até tamanhos diferentes de partícula com base na gravidade prevista de circulação perdida, e são destinados a preencher zonas de perda com sólidos ou polímeros ou a formar uma esteira para vedar a zona da perda ou reduzir a circulação perdida na zona de perda.

Os materiais de circulação perdida utilizados tradicionalmente nas tentativas de controlar as perdas de escoamento incluem a gilsonita, materiais fibrosos e o carbonato de cálcio. No entanto, os agentes tais como estes não provaram ser satisfatórios.

Estes materiais de circulação perdida, incluindo os agentes de perda de escoamento conhecidos, podem ter uma variedade de efeitos indesejáveis nas operações de perfuração, incluindo danos ou entupimentos permanentes da formação contendo óleo ou gás, danos do próprio fluido de perfuração, e causando dificuldades na manutenção das propriedades químicas ou físicas do fluido de perfuração original. Os aditivos que se dissolvem no fluido de perfuração podem alterar as propriedades do fluido original, tais como a lubricidade e a viscosidade, as quais devem então ser corrigidas por medidas adicionais. 0 uso de aditivostambém pode causar problemas mecânicos no equipamento de apetrechos de perfuração, principalmente nas bombas de fluido e no equipamento de controle de sólidos, tais como agitadores, telas, e centrífugas.

Alguns efeitos indesejáveis dos sólidos que podemafetar o furo do poço e as propriedades do fluido de perfuração incluem: os sólidos adicionados a uma emulsão de hidrocarboneto e água reduzem a estabilidade elétrica ou a estabilidade da emulsão do fluido de perfuração ao consumirem os emulsificantes e devem ser deslocados com a adição dos emulsificantes para manter as propriedades desejadas do fluido; carbonatos de cálcio com uma densidade de 2.600 kg/m3 criam densidades mais elevadas no fluido de perfuração de hidrocarboneto que podem aumentar a taxa de perdas; produtos químicos que umedecem óleo devem ser adicionados para assegurar que os sólidos sejam umedecidos com óleo; velocidades de penetração mais lentas de sólidos adicionais e viscosidades plásticas mais elevadas do fluido de perfuração; e erosão dos sólidos depositados com movimento da coluna deperfuração e a velocidade anular da ação de bombeamento defluido.

A patente norte-americana n°. 3.455.390, cedida à Union Oil Corporation of Califórnia, descreve um método de tratamento de um poço com um fluido de tratamento de poço 25 baseado em água para vedar temporariamente um furo de poço perfurado sem perda permanente de permeabilidade. Partículas de cera solúveis em óleo finamente divididas (isto é, de 1 a 50 micra) são dispersas no fluido de tratamento aquoso, o qual é bombeado então no poço perfurado para vedar o furo atéque o poço volte a produzir. As partículas finas de cera sedissolvem dentro de 24 a 48 horas no hidrocarboneto presente nas zonas contendo óleo da formação para permitir que o poço volte a produzir. Agentes tensoativos e emulsificantes sãoadicionados ao fluido de tratamento baseado em água para auxiliar na dispersão e no controle do tamanho de partícula. Há uma série de desvantagens associadas com o uso de tal fluido.

A presença de cera dissolvida, agentes tensoativos,emulsificantes e vários polímeros dissolvidos altera as propriedades originais do fluido de tratamento e torna o fluido caro de manufaturar e manter, e desse modo pouco prático para o uso em larga escala. Os agentes de perda de 10 fluido indicados na patente norte-americana 3.455.390 não são apropriados para a perfuração com fluidos de perfuração baseados em óleo, uma vez que eles devem se dissolver no hidrocarboneto por um tempo curto, contaminando o fluido de perfuração e potencialmente a própria formação contendo óleo. 15 As partículas finas de cera aqui descritas não devem ser eficazes para impedir as perdas de escoamento para as formações subterrâneas porosas durante a perfuração de furo aberto, mas, pelo contrário, são mais apropriadas para as formações muito apertadas. 0 uso de tais partículas finamente 20 divididas torna o fluido ineficaz para o controle das perdas de escoamento. O uso de partículas finas solúveis em óleo torna o fluido de tratamento ineficaz para impedir as perdas de escoamento, particularmente quando é utilizada uma lama de perfuração baseada em hidrocarboneto.

As patentes norte-americanas n° . 3.302.719, n°.3.593.794, n° . 3.601.194, n° . 3.630.280, e n°. 3.684.012, também cedidas à Union Oil Corporation of Califórnia, descrevem fluidos de tratamento similares que compreendem várias combinações de cera fina, resinas, polímeros, copolímeros, agentes tensoativos e emulsificantes para vedar temporariamente uma formação subterrânea que circunda um furo de poço perfurado. Estes fluidos têm as mesmas desvantagens que foram indicadas acima e não são apropriados para ocontrole de perdas de escoamento para as formações porosas, particularmente quando são utilizadas lamas de perfuração baseadas em hidrocarbonetos.

A circulação perdida de fluido de perfuração, particularmente a perda de escoamento, é um dos problemas mais sérios e mais dispendiosos enfrentados pela indústria de perfuração atualmente. É, portanto, desejável a obtenção de agentes de perda de escoamento aperfeiçoados, fluidos de perfuração aperfeiçoados e métodos aperfeiçoados para reduzir as perdas de escoamento para as formações subterrâneas durante operações de perfuração. Um fluido de perfuração aperfeiçoado e um método de utilizar o mesmo devem ser eficazes, mas também devem ser simples e econômicos na manufatura e no uso. Ele também deve minimizar os danos à formação, ao fluido de perfuração, e ao equipamento de perfuração.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se um agente de perda de escoamento para líquidos de perfuração para reduzir ou controlar a circulação perdida para uma formação subterrânea. Ela também se refere a um fluido de perfuração que compreendendo o agente de perda de escoamento. Um método de perfuração de um furo de poço utilizando o fluido de perfuração da invenção também é apresentado.

Em um aspecto, a presente invenção apresenta umagente de perda de escoamento para fluido de perfuração, sendo que o agente de perda do escoamento compreende uma cera ou uma substância cerosa, a qual pode ser cera natural ou sintética. O fluido de perfuração pode conter qualquer fluido 30 base normalmente utilizado, tal como um fluido baseado em hidrocarboneto ou baseado em água, ou pode ser uma emulsão.

Em um outro aspecto, a presente invenção refere-se a um método para reduzir ou impedir a circulação perdida defluido de perfuração para uma formação subterrânea em um processo de perfuração de um poço. 0 método compreendè a adição de uma cera ou uma substância cerosa ao fluido de perfuração como um agente de perda de escoamento primário.Ela é adicionada ao fluido de perfuração antes e/ou durante a perfuração.

Outros aspectos e características da presente invenção tornar-se-ão aparentes aos elementos normalmente versados na técnica com a revisão da seguinte descrição das 10 realizações específicas da invenção conjuntamente com as figuras em anexo.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

A Figura 1 ilustra uma realização de um método de perfuração de um poço, de acordo com um aspecto da presente 15 invenção.

As Figuras 2A e 2B mostram uma cera de parafina refinada de dois tamanhos diferentes de partículas para ser utilizada como um agente de perda do escoamento de acordo com um aspecto da presente invenção.

As Figuras 3A a 3D ilustram o "bloqueio" daspartículas de cera de parafina que têm um tamanho de partícula de aproximadamente 800 a 1.200 micras.

A Figura 3A mostra as partículas de cera antes de qualquer pressão ou calor terem sido aplicados; a

Figura 3B mostra a pressão e o calor sendo aplicados às partículas; a

Figura 3C mostra o efeito de bloqueio das partículas de parafina em resposta à pressão e ao calor; e a

Figura 3D mostra as partículas bloqueadas grudadas na superfície depois de as partículas não-bloqueadas terem sido removidas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

O componente principal do fluido de perfuração é o seu fluido base. A maior parte dos fluidos de perfuração é baseada em água, baseadas em hidrocarboneto, ou emulsões. Osfluidos de perfuração aquosos ou baseados em água são utilizados para a maior parte das operações de perfuração. No entanto, para determinadas formações, a perfuração com fluidos de perfuração baseados em água pode ser problemática devido à instabilidade do furo do poço causada pelo inchamento da rocha e da argila absorventes de água na formação. Os problemas deste tipo podem ser bastante aliviados ao utilizar lama suspensa em uma base de óleo e não de água. Os fluidos de perfuração baseados em óleo tendem a conferir uma melhor lubrificação e propiciam aumentos significativos no progresso da perfuração. Naturalmente, os fluidos de perfuração de base aquosa propiciam uma vantagem econômica. Embora os fluidos de perfuração baseados em óleo sejam mais caros do que os fluidos de base aquosa, eles são geralmente os preferidos para a perfuração em profundidade, a perfuração a altas temperaturas, ou quando um fluido base substancialmente não-reativo é requerido para uma operação de perfuração particular ou uma formação subterrânea. 0 fluido de perfuração também pode ser uma emulsão, tal como uma emulsão do tipo óleo-em-água ou uma emulsão do tipo água-em-óleo ("invertida"). Onde uma emulsão é utilizada, é preferido um fluido de perfuração invertido.

0 fluido de perfuração pode ser um fluido de fechamento de poço. Um fluido de fechamento de poço é um fluido de perfuração com uma densidade suficientemente grande para produzir uma pressão hidrostática para fechar substancialmente o fluxo em um poço de uma formação subterrânea, por exemplo, que compreende fluido de perfuração regular composto com barita, hematita ou outros sólidos.

Embora qualquer fluido base comum possa serutilizado de acordo com a presente invenção, o fluido base preferido é um fluido de perfuração baseado em hidrocarboneto ou uma emulsão invertida.O agente de perda de escoamento da presente invenção é uma cera ou uma substância cerosa. Ela pode ser refinada, não-refinada, ou semi-refinada. A cera ou a mistura , de cera não precisa ser de um grau elevado. Ela é misturada ou adicionada ao fluido de perfuração como um agente de perda de escoamento primário e é de preferência o único agente de perda de escoamento no fluido de perfuração. O agente de perda de escoamento é de preferência disperso no fluido de perfuração sem a necessidade de estabilizantes, agentes tensoativos ou emulsificantes, que podem causar um impacto negativo no fluido de perfuração e no processo de perfuração. Por exemplo, a presença de tensoativos complexos, tal como descrito na patente norte-americana n°. 3.455.390, pode fazer com que o fluido de perfuração não passe no teste de microtoxicidade e torne o fluido inelegível para o descarte total. Foi agora verificado de maneira surpreendente que ao tornar o fluido de perfuração viscoso, por exemplo, com polímeros ou géis, é incrementada a dispersão das partículas de cera no fluido base, diminuindo ainda mais a necessidade de agentes tensoativos ou emulsificantes.

0 termo cera ou substância cerosa descreve qualquer uma de uma variedade de substâncias naturais ou sintéticas, oleosas ou gordurosas, sensíveis ao calor que consiste, por exemplo, em hidrocarbonetos ou ésteres de ácidos graxos que são insolíveis na água. As ceras são geralmente hidrofóbicas ou repelentes de água. Muitas ceras são solúveis em solventes não orgânicos, tal como um hidrocarboneto, embora o grau de solubilidade varie entre as ceras. As propriedades individuais da cera são determinadas pelo tamanho e pela estrutura molecular, pela composição química e pelo teor de óleo. As propriedades físicas que podem ser medidas incluem os pontos de fusão e de congelamento, o ponto de fusão de gotas, a dureza (penetração de agulha), o teor de óleo(indica o grau de refino), a viscosidade cinemática, e a cor. 0 teor de óleo afeta a solubilidade de uma cera em um solvente orgânico. O odor e outras propriedades também podem ser avaliados. Uma combinação de propriedades físicas e de propriedades funcionais, tais como a flexibilidade e a capacidade de bloqueio, determina se uma cera particular é apropriada para uma determinada aplicação.

As ceras naturais incluem as ceras derivadas de fontes animais, vegetais e minerais. As ceras animais incluem, mas sem ficar a elas limitadas, a cera de abelha, a lanolina, a lanocerina, e as ceras de shellac. As ceras vegetais incluem, mas sem ficar a elas limitadas, as ceras de carnaúba, candelila, jojoba, linho, cana de açúcar e ouricouri. As ceras minerais incluem as ceras de petróleo e as ceras de terra ou fósseis, que incluem, mas sem ficar a elas limitadas, as ceras de parafina, petrolato, microcristalinas, semi-microcristalinas, intermediárias, ozocerita, ceresina e montana. As ceras de montana podem ser refinadas a partir de fontes tais como a lignita, a humalitaou o carvão marrom.

As ceras sintéticas são ceras feitas pelo homem e podem ser derivadas de fontes tais como hidrocarbonetos, álcoois, glicóis, e/ou ésteres. Elas incluem, mas sem ficar a elas limitadas, o polipropileno (PP), o polietileno (PE), o polietileno de alta densidade (HDPE), opolitetrafluoroetileno (PTFE), Fischer-Tropsch™, a amina de ácido graxo, as ceras cloretadas e outras ceras quimicamente modificadas de hidrocarbonetos, e ceras de poliamida.

0 agente de perda de escoamento pode ser uma cerabruta, uma cera solta ou uma cera em escamas. A cera soltarefere-se tipicamente à cera de petróleo que contém alguma coisa de aproximadamente 3% a aproximadamente 15% de teor de óleo. A cera em escamas refere-se tipicamente à cera quecontém aproximadamente 1% a aproximadamente 3% de óleo. Uma substância cerosa é qualquer substância que não uma cera apropriada com propriedades parecidas com cera. Isto deve incluir, por exemplo, várias ceras e polímeros sintéticos, tais como poliolefinas.

A seleção de uma cera ou uma substância cerosa apropriada para ser utilizada como um agente de perda de escoamento de acordo com a presente invenção irá depender de uma série de fatores, incluindo o fluido base, a estrutura e a porosidade da formação subterrânea, e a temperatura furo abaixo, entre outras. Um elemento versado na técnica, uma vez provido com os presentes preceitos, pode selecionar a cera ou substância cerosa apropriada a ser utilizada em uma operação de perfuração particular para reduzir, controlar ou impedir perdas de escoamento durante a perfuração.

Em uma realização preferida, o agente de perda de escoamento é uma cera de parafina. A cera de parafina é um produto natural que consiste em sua maior parte em hidrocarbonetos de cadeia linear, tipicamente na faixa de aproximadamente C20 a C35. O restante consiste em parafinas e cicloparafinas ramificadas. A cera de parafina é geralmente não-reativa, atóxica e fica limpa quando queimada com boas propriedades de barreira à água. As ceras de parafina são caracterizadas por uma estrutura de cristal claramente definida e têm uma tendência de serem um pouco duras. O ponto de fusão das ceras de parafina fica geralmente compreendido entre aproximadamente 43°C e aproximadamente 80°C (de aproximadamente 100°F a aproximadamente 176°F).

A cera de parafina apropriada para ser utilizada de acordo com a presente invenção pode ser cera de parafina não-refinada, semi-refinada (aproximadamente 0,5 aaproximadamente 1% de teor de óleo) ou refinada (menos de aproximadamente 0,5% de teor de óleo). De preferência, a ceraé uma cera de parafina refinada que é substancialmente insolúvel em fluido de perfuração baseado em hidrocarboneto sem o auxílio de temperatura. Por substancialmente insolúvel, entenda-se que menos de aproximadamente 30%, de preferência menos de aproximadamente 15%, com mais preferência menos de aproximadamente 10%, e ainda com maior preferência menos de aproximadamente 5%, do agente de perda de escoamento irá se dissolver no fluido de perfuração durante o procedimento de perfuração.

Foi verificado que as partículas menores tendem ater taxas mais elevadas de dissolução no óleo base do que as partículas maiores. As partículas que são consideradas como demasiadamente pequenas para o uso de acordo com a presente invenção incluem partículas de cera de menos deaproximadamente 50 micra, as quais devem ser ineficazes para o controle de perdas de escoamento e que devem tender a se dissolver no óleo base por um tempo curto. Também foi verificado que ceras diferentes têm taxas diferentes de dissolução no óleo base e as taxas de dissolução daspartículas de cera recém adicionadas são mitigadas no óleo base que foi previamente exposto à cera, ou o chamado óleo base "saturado".

O Exemplo 2 demonstra a insolubilidade substancial da cera de parafina refinada em hidrocarboneto com o passardo tempo. Até mesmo no último ponto no tempo medido, o grossoda cera permanece disperso ao invés de ser dissolvido no hidrocarboneto com uma quantidade pequena localizada em uma nuvem de partículas acima da amostra. Isto é devido em parte ao tamanho das partículas. As partículas maiores tendem apermanecer no estado sólido, ao passo que as partícula decera muito finas tendem a se dissolver com o passar do tempo no óleo base.

O Exemplo 5 demonstra a dissolução da cera no óleobase que é rolado por 60 horas à temperatura ambiente. Foi demonstrado que as partícula de cera maiores (isto é, de 1.000 a 4.000 micra) têm taxas de dissolução mais baixas do que as partículas menores (isto é, 500 micra) e que a cera microcristalina tem uma taxa de dissolução mais baixa do que a cera de parafina no mesmo tamanho de partícula.

O Exemplo 6 demonstra a diminuição na taxa de dissolução quando a cera nova é adicionada ao óleo base que foi previamente exposto à cera, ou ao chamado óleo base "saturado". Desse modo, a taxa de dissolução da cera que é adicionada ao óleo base reciclado ou invertido é diminuída devido à presença de partículas de cera finamente dispersas, ou até mesmo quantidades menores de cera dissolvida, no fluido reciclado. O agente de perda de escoamento primário podecompreender partículas de tamanhos uniformes ou variados. De preferência, o agente de perda de escoamento primário é uma mistura que compreende partículas de tamanhos diferentes. Uma mistura assegura que as partículas maiores estejam disponíveis para bloquear ou ligar as permeações maiores na formação quando as partículas menores estiverem disponíveis para penetrar as permeações menores.

Os tamanhos das partículas podem variar de 50 micra até aproximadamente 20.000 micra, de preferência de aproximadamente 100 micra a aproximadamente 10.000 micra, com referência de aproximadamente 100 micra a aproximadamente 5.00 micra, e ainda com maior preferência a aproximadamente 500 micra a aproximadamente 4.000 micra. Como deve ser apreciado por um elemento versado na técnica, as partículas menores (por exemplo, de 500 a 1.500 micra) podem ser utilizadas para controlar as perdas de escoamento, ao passo que as partículas maiores (por exemplo, de 3.000 a 5.000 micra) devem ser mais eficazes para controlar perdas maisintensas.

A Figura 2A mostra uma amostra de partículas médias de cera de parafina na faixa de aproximadamente 800 a 1.200 micra e a Figura 2B mostra partícula de cera mais graúdas na faixa de aproximadamente 3.000 a 4.000 micra.

Na definição de uma faixa apropriada de tamanho de partícula para ser utilizada no controle da circulação perdida, qualquer limite inferior (por exemplo, 50, 100, 300, 500, etc., micra) pode ser combinado com qualquer limite superior (por exemplo, 1.000, 5.000, 10.000, 20.000, etc., micra) de acordo com a presente invenção.

É preferível que as partículas sejam maiores do que 50 micra no tamanho. Com tamanhos de partículas abaixo de 50 micra, fica mais difícil produzir e estabilizar as partículas de cera no fluido de perfuração sem o uso de agentes adicionais, tais como agentes tensoativos e emulsificantes. Além disso, as partículas de menos de 50 micra são ineficazes para impedir as perdas de escoamento para uma formação subterrânea porosa durante a perfuração. As partículasmenores são melhor adequadas para formações muito apertadasou como um aditivo de torta de filtro para controlar a perda de fluido.

É preferível que todas ou uma maior parte (isto é, 50% ou mais) das partículas de cera estejam na faixa preferida de tamanho de partícula.

O fluido de perfuração da presente invenção pode compreender uma mistura de uma variedade de ceras ou substâncias cerosas diferentes de tamanhos de partículas uniformes ou não-uniformes. Em uma realização, o agente deperda de escoamento é uma mistura de parafina e cerasmicrocristalinas, onde as partículas microcristalinas são maiores do que as partículas de parafina, para aumentar os números de retenção e baixar a solubilidade das partículasmenores de parafina no óleo base, particularmente em um óleo base fresco não previamente exposto ao agente de perda de escoamento.

A porosidade e a permeabilidade de uma formação subterrânea, assim como as microfraturas em uma formação substancialmente não-permeável, também devem ser levadas em consideração ao selecionar uma faixa apropriada de tamanho de partícula e um agente de perda de escoamento eficaz. A porosidade pode ser medida em micra e a permeabilidade pode ser medida em darcys. Um darcy é uma medida do fluxo através de uma canal e fornece uma conexão para a porosidade em uma formação. As perdas de escoamento são experimentadas nas formações porosas que têm uma permeabilidade de mais de aproximadamente 300 darcys e em formações fraturadas. As fraturas têm uma ampla gama de tamanhos, por exemplo, de 100 micra de diâmetro a rachaduras muito grandes.

Durante a perfuração, um fluxo constante de lama inteira em uma formação é geralmente experimentado. As formações para as quais a lama inteira pode ser perdida incluem, mas sem ficar a elas limitadas: formações cavernosas e de fissuras abertas, formações rasas muito graúdas e permeáveis, tais como o cascalho solto, formações fraturadas naturais ou intrínsecas e formações facilmente fraturadas. Na seleção de um agente de perda de escoamento apropriado, deve ser levada em consideração a relação entre o tamanho de partícula no fluido de perfuração e o tamanho de poro da rocha que está sendo perfurada. Falando de maneira geralmente, quando a relação entre o tamanho de partícula e o tamanho de poro é menor do que aproximadamente 1/3, a lama inteira irá passar através da formação, a ligação não irá ocorrer, e escoamento ou perdas totais serão experimentados. Por exemplo, se o tamanho de poro de uma formação for de 90 micra e o tamanho de partícula for somente de 25 micra, iráocorrer a perda a da lama inteira.

O teste de campo com partículas de cera de tamanhos diferentes indica que as partículas maiores são mais eficazes do que as partículas menores no controle do escoamento e nas perdas totais para as formações porosas. Desse modo, agentes de ligação na faixa de, por exemplo, 500 a 1.500 micra, são mais eficazes para o controle da perda de escoamento do que as partículas pequenas requeridas para um bom controle da perda de fluido, que ficam, por exemplo, na faixa de 1 a micra. As partículas de perda de fluido são simplesmente demasiadamente pequenas para a ligação sob as condições de perfuração onde a lama inteira está sendo perdida. As partículas grandes, por exemplo, de 4.000 a 5.000 micra, são mais eficazes para controlar perdas intensas.

Um Teste de Bloqueio de Permeabilidade (PPT), que é um teste de HTHP modificado, pode ser utilizado para determinar se uma determinada partícula deve ser mais bem adequada como uma partícula de perda de fluido ou uma partícula de perda de escoamento.

De acordo com a presente invenção, o agente de perda de escoamento está de preferência em uma forma sólida. É preferível que substancialmente todo o agente de perda de escoamento permaneça no estado sólido durante todo o procedimento de perfuração. De preferência, o agente de perda de escoamento é substancialmente insolúvel em fluido de perfuração de base aquosa e baseado em hidrocarboneto a temperaturas ambientes, de maneira tal que somente uma pequena quantidade do agente de perda de escoamento irá se dissolver realmente no fluido de perfuração nas temperaturas experimentadas durante uma operação de perfuração típica. O Exemplo 2 demonstra a insolubilidade substancial de partículas de cera de parafina refinadas em quatro óleos base diferentes.Diversos problemas podem ocorrer se uma quantidade substancial (isto é, mais de 3 0%) do agente de perda de escoamento se dissolver no fluido de perfuração durante a operação de perfuração, por exemplo, a cera dissolvida no fluido de perfuração pode alterar as propriedades físicas e químicas do próprio fluido de perfuração, o que pode causar um impacto negativo no processo de perfuração. Além disso, uma quantidade demasiada de cera na solução pode contaminar potencialmente a formação contendo óleo.

O ponto de fusão, ou a temperatura de fusão, de umacera ou uma substância cerosa particular, é desse modo uma consideração importante na seleção de uma substância ou mistura de substâncias apropriada para o agente de perda de escoamento. Durante a perfuração, a temperatura no poçoaumenta à medida que se aprofunda no poço ou à medida que a permeabilidade da formação diminui. Desse modo, a cera utilizada como agente de perda de escoamento é selecionada de maneira tal que permanece em sua forma sólida durante substancialmente todo o processo de perfuração.

Uma temperatura de furo no fundo típica no oeste doCanadá é estimada como de aproximadamente 55 0C a aproximadamente 90°C, geralmente de aproximadamente 65°C. As temperaturas na superfície são geralmente de aproximadamente 150C mais baixas, desse modo de aproximadamente 40°C. Parauma operação de perfuração típica, o agente de perda de escoamento pode desse modo ser selecionado de maneira tal que tenha um ponto de fusão de acima de aproximadamente 40°C, de preferência acima de aproximadamente 65°C. De preferência, o ponto de fusão do agente de perda de escoamento é maior doque as temperaturas operacionais previstas encontradasdurante a perfuração, isto é, as temperaturas do fluido de perfuração fluido circulante, das linhas de fluxo, do equipamento de perfuração e do furo de poço emdesenvolvimento, de maneira tal que o agente de perda de escoamento permanece substancialmente sólido durante a operação de perfuração. O ponto de fusão da cera pode ser um pouco mais baixo do que as temperaturas mais quentes experimentadas dentro da formação, no entanto, desse modo uma parte da cera pode derreter com o passar do tempo enquanto uma parte do fluido de perfuração escoa ou flui para fora do furo do poço e para a formação.

De preferência, o ponto de fusão do agente de perda de escoamento é pelo menos aproximadamente 10°C mais alto do que a mais alta temperatura operacional esperada durante a perfuração.

As ceras e substâncias cerosas preferidas para o uso de acordo com a presente invenção têm pontos de fusão nafaixa de aproximadamente 10°C a aproximadamente 140°C. As faixas de pontos de fusão mais preferidas variam de aproximadamente de 40°C a aproximadamente 140°C, e ainda com mais preferência de aproximadamente 65°C a aproximadamente 85°C. Embora não haja nenhum limite superior absoluto para o ponto de fusão do agente de perda de escoamento, outras propriedades da cera ou substância cerosa, tal como a dureza, são afetadas à medida que o ponto de fusão aumenta. Estes fatores adicionais podem tornar a cera inadequada para o uso em fluidos de perfuração.

O agente de perda de escoamento primário podecompreender uma mistura de ceras e/ou substâncias cerosas diferentes que têm pontos de fusão diferentes. Tal mistura pode ser manufaturada pelos elementos versados na técnica e adaptada a uma operação de perfuração particular. As várias ceras podem ser selecionadas com base no ponto de fusão dependendo, por exemplo, da temperatura do furo no fundo prevista.

O agente de perda de escoamento é combinado com ofluido de perfuração de maneira tal que o fluido de perfuração contenha de aproximadamente 0,01 kg/m3 a aproximadamente 500 kg/m3 do agente de perda de escoamento. No que se refere à concentração, o volume pode ser medido antes que o agente de perda de escoamento seja adicionado, por exemplo, de aproximadamente 0,01 kg a aproximadamente 500 kg de cera podem ser adicionados a 1 m3 de fluido de perfuração. A quantidade de agente de perda de escoamento adicionado ao fluido, e a taxa à qual ele é adicionado, irão 10 depender das perdas de escoamento previstas ou "em tempo real" em uma formação particular. Considera-se que esteja bem dentro da habilidade de um elemento versado na técnica a seleção de uma concentração apropriada do agente de perda de escoamento e de um regime de adição apropriado para uma determinada operação de perfuração e formação.

Para o controle de perdas de escoamento moderadas, por exemplo, a concentração preferida do agente de perda de escoamento primário pode variar de aproximadamente 1 kg/m3 a aproximadamente 200 kg/m3, com mais preferência de aproximadamente 1 kg/m3 a aproximadamente 100 kg/m3, aindacom maior preferência de aproximadamente 1 kg/m3 a aproximadamente 50 kg/m3, e com a máxima preferência de aproximadamente 5 kg/m3 a aproximadamente 2 0 kg/m3. Uma concentração de agente de perda de escoamento primário de menos de 50 kg/m3 é particularmente preferida para controlar as perdas de escoamento, uma vez que irá haver um efeito mínimo no fluido de perfuração ou na operação de perfuração.

O agente de perda de escoamento primário no fluido de perfuração forma pelo menos uma barreira parcial paraimpedir a circulação perdida na formação subterrânea. Depreferência, ele forma uma camada semi-permeável ou impermeável na parede do furo do poço, ao bloquear as permeações em uma zona de perda, ou ao formar uma camada ouuma esteira semi-permeável ou impermeável para vedar pelo menos parcialmente uma zona de perda. A barreira pelo menos parcial pode ser hidrofóbica. A barreira pode reduzir a instabilidade do furo causada pela hidratação das argilas e dos sólidos do tipo de argila na formação subterrânea devido à circulação perdida quando da perfuração com um fluido de base aquosa. A barreira também pode reduzir a contaminação da formação contendo óleo. Alternativamente, o agente de perda de escoamento primário forma aglomerados, pedaços ou blocos dentro ou sobre a formação subterrânea para reduzir ou impedir a circulação perdida.

0 agente de perda de escoamento primário exibe de preferência um efeito de bloqueio, por exemplo, conforme ilustrado na Figura 3. 0 bloqueio refere-se ao efeito das partícula da cera se unirem ou se formarem umas junto das outras em camadas, pilhas, pedaços, blocos ou formações, e é determinado pelas propriedades da cera ou da substância cerosa. O bloqueio pode ser incentivado pelo calor, pelo momento, ou pela pressão gerada durante o processo deperfuração, e o bloqueio propicia um controle melhorado dacirculação perdida.

As Figuras 3A a 3D ilustram o efeito de bloqueio de uma cera de parafina refinada que tem um tamanho médio de partícula (por exemplo, de aproximadamente 800 a aproximadamente 1.200 micra). A Figura 3A mostra as partículas de cera antes da aplicação de qualquer pressão ou calor. A Figura 3B mostra a pressão e o calor sendo aplicados às partículas de cera. A Figura 3C mostra o efeito de bloqueio das partículas de parafina em resposta à pressão eao calor. A Figura 3D mostra as partículas bloqueadasgrudadas na superfície depois que as partículas não-bloqueadas foram removidas. Este efeito de bloqueio ilustra como as partículas de cera bloqueadas formam uma camada quepode agir sobre ou perto da parede do furo para reduzir as perdas de escoamento para a formação. Esta camada também pode propiciar uma estabilidade de furo adicional nas fraturas ou nas emendas de carvão.

A maleabilidade ou deformabilidade do agente deperda de escoamento desempenha um papel importante na determinação de sua capacidade de bloqueio. Uma cera que seja demasiadamente dura ou quebradiça irá exibir uma fraca capacidade de bloqueio e, portanto, não pode formar uma camada eficaz sobre ou dentro da formação para reduzir ou impedir a circulação perdida. Geralmente, as ceras com temperaturas de fusão mais altas têm um grau mais elevado de dureza e exibem, portanto, um bloqueio mais pobre. É, portanto, importante selecionar uma cera que tenha uma dureza apropriada para permitir que ela forme a camada de barreira, mas uma temperatura de fusão suficientemente alta para permitir que ela permaneça em uma forma substancialmente sólida no fluido de perfuração.

A pegajosidade de uma determinada cera ousubstância cerosa é um outro fator a ser levado emconsideração na seleção de um agente de perda de escoamento apropriado para ser utilizado de acordo com a presente invenção. As ceras com coeficientes de atrito mais baixos são as preferidas, uma vez que elas têm menos probabilidade de interferir nas operações de perfuração ou de danificar o equipamento de perfuração. As substâncias com coeficientes de atrito mais baixos são dignas de nota por causa do valor incrementado para uma operação de perfuração devido a problemas de torque e arrasto mais quando a tubulação deperfuração se encontra no furo. Isto é especialmenteimportante na perfuração direcional ou horizontal. Um agente de perda de escoamento preferido terá efeitos mínimos na lama e na operação de perfuração. Um agente de perda de escoamentopreferido é aquele que exibe uma interferência mínima no controle dos sólidos ou no equipamento de perfuração direcional, que é vital para muitas operações de perfuração. Muitos produtos conhecidos atualmente adicionados aos fluidos em um esforço para controlar as perdas de escoamento interferem no equipamento, causando problemas com fluidos e operacionais.

A seleção de um agente de perda de escoamento apropriado, ou a construção de uma mistura apropriada, são desse modo baseadas em um equilíbrio de todas as características da cera ou da substância cerosa, assim como da estrutura da formação que está sendo perfurada, juntamente com considerações sobre o custo e a disponibilidade.

O fluido de perfuração com o agente de perda de escoamento primário pode opcionalmente incluir um ou mais agentes de perda de escoamento secundários. Tais agentes de perda de escoamento secundários podem incluir agentes de perda de escoamento previamente conhecidos, tais como fibras orgânicas, pós de serra, gilsonita, asfalto, celofane, plásticos, carbonato de cálcio, asfalto sulfonatado, gilsonita sulfonatada, ou as combinações de quaisquer destes materiais.

O fluido de perfuração pode incluir opcionalmente um ou mais aditivos ou inibidores utilizados geralmente na indústria. Os aditivos para fluidos de perfuração se enquadram em diversos grupos básicos.

Eles incluem, mas sem ficar a eles limitados: agentes de viscosidade, tais como Bentone™ 150 ou Baragel™ 3000 (argila de bentonita organicamente modificada) ; agentes de aumento de peso, tais como a barita ou o carbonato de cálcio; agentes tensoativos; emulsificantes, isto é, um emulsif icante de lama de óleo "primário", tal como uma mistura de ácidos graxos estabilizados na forma líquida, quereage com o cal para formar um emulsif icante baseado em sabão, um emulsif icante de lama de óleo "secundário", tal como mino amina sulfonatada, misturado com agentes umectantes a serem utilizados como um co-emulsificante; umidificadores de óleo; aditivos de controle da alcalinidade; redutores de fluidos de perda, tais como a celulose poli-aniônica (PAC) Drispac™ ou Drillstar™ Yellow (os redutores de fluidos de perda se enquadram geralmente na faixa de 1 a 10 micra) ; solventes ou dispersantes; floculantes; supressores de espuma; lubrificantes; inibidores de xisto, tais como cloreto de cálcio ou aminas; e inibidores de corrosão.

As vantagens potenciais da utilização da cera ou da substância cerosa como um agente de perda de escoamento de acordo com a presente invenção, incluem, mas sem ficar a elas limitadas: agentes não umidificadores de óleo de baixa densidade atóxicos biodegradáveis sem nenhum problema de manipulação ou exposição são requeridos para adições da cera, pequeno a nenhum efeito na emulsão ou na estabilidade elétrica, baixo coeficiente de atrito, desse modo reduzindo o torque e o arrasto no furo, não causa danos e é removível, e disponível em uma ampla gama de pontos de fusão e de tamanhos de partículas para o desempenho ideal.

O agente de perda de escoamento da presente invenção pode ser utilizado com uma variedade de sistemas reconhecidos indústria de lama, cujos exemplos incluem: (1) agentes invertidos, que são baseados em hidrocarboneto e requerem a eliminação completa fora do local dos materiais cortados e o recondicionamento do sistema de lama, o que é muito dispendioso mas eficaz em furos de poço altamente instáveis; (2) sistemas de cloreto de potássio ou sulfato depotássio, que são sistemas baseados na água que propiciam uma inibição eficaz do xisto através da troca de íons nos xistos dispendiosos e requerem a eliminação dispendiosa nãosomente dos materiais cortados mas também do sistema devido ao elevado teor de cloreto; (3) sistemas de silicato, que são baseados em água - eficazes mas requerem a eliminação dispendiosa dos sólidos e têm outros problemas associados;

(4) sistemas de amina, que são baseados em água e razoavelmente eficazes em comparação aos sistemas de KCl, no entanto, eles são totalmente descartáveis no local de perfuração ou no terreno circunvizinho, de modo que são mais econômicos do que os sistemas de KCl; (5) sistemas de PHPA ou poliacrilamida, que são mais de um tipo de encapsulação de inibição para xistos e são totalmente descartáveis; e (5) sistemas normais baseados em água - nenhum inibidor, apenas bentonita e polímeros, totalmente descartáveis. Cada tipo de sistema tem suas próprias vantagens e inconvenientes, conforme deve ser apreciado pelo elemento versado na técnica.

MÉTODO DE TRATAMENTO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA

A presente invenção também se refere a um método para o tratamento de uma formação subterrânea e, particularmente, a um método de perfuração de um poço para reduzir, controlar ou impedir a circulação perdida de fluido de perfuração para a formação. A Figura 1 é um fluxograma que ilustra uma realização do método da presente invenção. 0 método geral envolve a utilização de fluido de perfuração e um agente de perda de escoamento primário, conforme aqui descrito, em um procedimento de perfuração para reduzir, controlar ou impedir perdas de escoamento durante o procedimento de perfuração.

O método pode ser um método preventivo ou um método de tratamento, ou uma combinação de ambos. Em um método de tratamento, o agente de perda de escoamento é adicionado tipicamente ao fluido de perfuração durante a perfuração. Alternativamente, ele pode ser adicionado ao fluido de perfuração antes da perfuração como uma medida preventiva.Isto é especialmente útil nos casos onde a quantidade de circulação perdida é prevista antes da perfuração de maneira tal que o agente de perda de escoamento pode ser adicionado em uma única adição antes da perfuração.

Tipicamente, um volume inicial do agente de perdade escoamento é adicionado ao fluido antes da perfuração e volumes adicionais são então adicionados por toda a perfuração, conforme necessário. A concentração do agente de perda de escoamento no fluido de perfuração é ajustada por todo o procedimento para controlar todas as mudanças repentinas na circulação perdida que forem experimentadas.

No evento de perdas severas de escoamento intensas antecipadas ou "em tempo real", os volumes de pílula do agente de perda de escoamento são adicionados ao fluido de perfuração para reduzir a circulação perdida. Um volume de pílula é uma concentração elevada distinta do agente de perda de escoamento adicionado ao fluido de perfuração para impedir ou reduzir as perdas de escoamento intensas para uma formação. Os volumes de pílulas do agente de perda deescoamento são adicionados para vedar ou obliterar pelo menosparcialmente a zona de perda com cera ou sólidos cerosos para melhorar ou corrigir a circulação perdida do fluido de perfuração para a formação subterrânea.

Em uma realização, para o controle do escoamento, a cera é misturada continuamente ao fluido de perfuração. Volumes maiores do agente de perda de escoamento primário ou taxas mais elevadas de adição são necessários para controlar as perdas de escoamento maiores. A taxa e a rota da adição podem ser ajustadas por todo o procedimento de perfuraçãopara controlar as mudanças na circulação perdida antecipadaou encontrada por todo o procedimento.

0 agente de perda de escoamento primário pode reduzir os danos ao equipamento de apetrechos de perfuração,uma vez que a cera ou a substância cerosa forma uma camada protetora no mesmo. O agente de perda de escoamento também pode agir como um lubrificante, reduzindo desse modo o desgaste. Isto irá ajudar a controlar os custos associados com a manutenção e o reparo do equipamento de perfuração.

O agente de perda de escoamento primário pode ser misturado diretamente no fluido de perfuração circulante ativo a uma taxa de aproximadamente 0,01 kg a aproximadamente 100 kg por minuto enquanto a perfuração segue adiante. Alternativamente, o agente de perda de escoamento primário pode ser misturado em um tanque de contenção ou um tanque de pré-mistura contendo fluido de perfuração a uma faixa da concentração de aproximadamente 0,01 kg/m3 a aproximadamente 500 kg/m3 (kg de cera/m3 de pré-adição de fluido de perfuração). O fluido de perfuração pode ser aplicado em um lugar particular no furo caso necessário, isto é, uma zona de perda, ou circulado para o furo através do sistema de circulação. Aplicado significa geralmente que o fluido de perfuração é aplicado diretamente a uma área desejada do furo do poço ou da formação, de preferência em uma zona de perda ou próximo da mesma.

Os seguintes exemplos não se prestam a limitar a invenção de nenhuma maneira.

Exemplo 1

Teste de HPHT de Agentes de Circulação perdida

De acordo com os padrões e costumes da indústria, um agente de circulação perdida eficaz deve propiciar o deslocamento reduzido da pressão do fluido e manter a pressão por pelo menos aproximadamente trinta minutos em um teste de HPHT.

Amostras de 250 ml de Distillate 822™, um óleo base comum, foram testadas individualmente no teste de HPHT com uma adição de 10 kg/m3 de um agente de circulação perdidacomum ou cera de parafina raspada e pulverizada. Os agentes de circulação perdida comum testados incluíram Ultraseal™, FiberFluid™, gilsonita e Easyseal™. Cada amostra de 250 ml do óleo base com os agentes de circulação perdida comuns foi deslocada para o material filtrado em menos de trinta segundos no teste de HPHT. Cada amostra de 250 ml do óleo base com a cera pulverizada propiciou o deslocamento de menos de 50 ml (isto é, menos de 20%) e a amostra manteve a pressão por pelo menos trinta minutos, excedendo desse modo os padrões da indústria.

Exemplo 2

Insolubilidade Substancial da Cera de Parafina Refinada no Óleo Base

Amostras da cera de parafina refinada foram dispersadas em quatro tipos de óleo base: HT™ 40N, Distillate™ 822, Drillsol™ e Cutter™ D. A quantidade de cera dissolvida, caso existisse, foi avaliada em vários pontos no tempo para determinar a solubilidade das partículas de cera refinada em vários óleos base.

Depois de sete dias, uma quantidade insignificanteda cera estava dispersa e flutuando em uma nuvem de partículas acima da amostra das partículas originais sem nenhuma indicação óbvia da cera dissolvida. Depois de trinta dias, uma parte mais estava dispersa e em uma nuvem de partículas. Depois de 45 dias, os resultados eram mais ou menos os mesmos que para os trinta dias. Nenhuma mudança foi observada com agitação aumentada das amostras.

0 acima exposto sugere que a cera de parafina refinada testada é substancialmente insolúvel no óleo base por um período de tempo suficiente para permitir a conclusão de um procedimento de perfuração.

0 teste realizado era um teste de amostra estática e mostrou que o potencial para a saturação do fluido em quesomente uma pequena parte da cera entrou na solução e então parou.

Embora a cera de parafina refinada utilizada nesta experiência seja geralmente considerada pelos elementos versados na técnica como "insolúvel" no óleo base, deve ser observado que as ceras de parafina refinadas podem se tornar temporariamente solúveis em fluido base se a temperatura exceder o ponto de fusão, em que a cera de parafina se transforma em um liquido. Os hidrocarbonetos são então miscíveis enquanto ainda quentes. Se a temperatura do óleo base estiver baixa, isto é, abaixo do ponto de fusão da cera, e a quantidade de parafina não for demasiadamente alta, há pouco a nenhum efeito nas propriedades do óleo base. À medida que a quantidade de parafina aumenta, a qual é misturada a alta temperatura, quando é resfriada o hidrocarboneto começa a ficar espesso ou, se for elevada alta o bastante, irá congelar como uma estrutura do tipo sólido. Desse modo, é preferível que o ponto de fusão da cera seja mais elevado do que as temperaturas operacionais experimentadas durante aperfuração.

Exemplo 3

Teste de Campo de Fluido de Perfuração Invertido Que Compreende Cera de Parafina Refinada

Os poços foram perfurados utilizando agentes de 25 perda de escoamento tradicionais, e as perdas de escoamento foram registradas. Os poços de teste foram perfurados utilizando cera de parafina refinada como um agente de perda de escoamento de acordo com uma realização da presente invenção e as perdas de escoamento foram registradas.

Todos os poços foram perfurados em Alberta, Canadá,por um único operador. Todos eles foram perfurados substancialmente até a mesma profundidade, encontrando as mesmas condições de perfuração ou então similares comrespeito às zonas de produção e às formações perfuradas da superfície até a profundidade total para um total de aproximadamente 90 locais de perfuração ou de poços completados.

Todos os poços da comparação tiveram o mesmotratamento de fluido e foram operados da mesma maneira. Dez a doze poços foram perfurados com adições de cera de parafina refinada de acordo com uma realização da presente invenção. As adições de cera foram misturadas durante a perfuração prosseguia a uma concentração de aproximadamente 68 - 90 kg de cera em 120 m3 do sistema de fluido de perfuração (invertido) por 100 metros do furo novo perfurado. A relação de misturação utilizada era de 1:1:1 para os tamanhos de partículas. 0 tamanho da partícula foi alternado utilizando a relação de 1:1:1 e os três tamanhos testados: 300 - 500 micra, 800 - 1.200 micra, e 3.000 - 4.000 micra. A única diferença de fluido digna de nota entre a comparação e os poços de teste foi a adição da cera nos poços de teste e a redução dos outros materiais de perda de escoamento padrãotais como a gilsonita e FiberFluid™ em aproximadamente 8 0%menos de cada um.

Os dados de teste de campo apresentados abaixo (Tabela 1) mostram as perdas de escoamento encontradas quando da perfuração de um poço por um método tradicional comparado a uma realização do método da invenção. Os dados para seis poços de teste são fornecidos. O primeiro valor em cada coluna mostra as perdas médias de escoamento (m3) para os sete ou oito poços geograficamente mais próximos a um poço de teste perfurado de acordo com um aspecto da presenteinvenção, isto é, com a cera adicionada como agente de perdade escoamento primário. O segundo valor mostra as perdas médias (m3) dos três ou quatro poços geograficamente mais próximos. O terceiro valor representa as perdas (m3)relatadas para o poço de teste perfurado de acordo com um aspecto da presente invenção.

Tabela 1 - Dados de Teste de Campo - Perdas de Lama Inteira (m3)

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O teste de campo mostra aproximadamente uma reduçãode 35% nas perdas de escoamento para os poços de teste em comparação com os locais que operam com produtos de controle de perda de escoamento padrão. Os dados de teste de campo são comparados às médias das perdas nos locais de deslocamento e mostram uma melhoria marcante no controle da perda de escoamento. Uma redução da perda de aproximadamente 35% resulta em economias de custo significativas para o operador. As economias de transporte e o consumo químico reduzido por local também adicionam uma redução de custo total ao operador quando da perfuração com hidrocarbonetos.

Exemplo 4

Teste de Campo de Sistema de Lama Baseada em Água Que Compreende Cera de Parafina Refinada

Os testes foram realizados em Alberta7 Canadá, uma área difícil para a perfuração devido às zonas de carvão bastante instáveis, às formações não consolidadas e aos xistos hidratáveis que se desprendiam no furo do poço. Em uma operação típica nesta área, um sistema de lama de silicato baseada em água é utilizado devido aos xistos intensos na parte de cima do furo. A caixa de superfície é ajustada em uma profundidade normal de aproximadamente 300 medidores utilizando fluido normal baseado em água. Utilizando fluidos de silicato, os operadores então perfuraram até aproximadamente 2.000 metros para operar a coluna seguinte dacaixa, a coluna da caixa intermediária, a qual é colocada no lugar para manter o poço nessa área e é uma parte cara do programa do poço. Esta é uma seção difícil do furo em desenvolvimento devido às grandes emendas de carvão e às 5 perdas intensas para a formação e aos xistos hidratáveis. É muito dispendiosa a manutenção dos níveis de silicato no fluido e o combate das perdas ao mesmo tempo para controlar e impedir que o furo se desprenda. Os operadores devem combater até a marca dos 2.000 metros e operar a caixa intermediária. Então eles perfuram com o fluido de silicato e perfuram adiante até uma profundidade total de aproximadamente 2.600 metros e operam a coluna da caixa final. Os operadores devem então descartar o sistema de lama de silicato e todos os sólidos escavados do furo do poço fora do local em uma instalação de aterro. Estes poços são programados com uma expectativa de aproximadamente 28 dias do desplante à liberação dos petrechos.

0 objetivo do teste de campo era a perfuração de um poço com um fluido baseado em água utilizando um sistema proprietário EnviroBond Amine (Canadian Energy Services) suportado por um agente de perda de escoamento de parafina refinada da presente invenção. 0 agente de perda de escoamento foi utilizado como uma barreira hidrofóbica para impedir a hidratação do xisto, estabilizar as emendas de 25 carvão e na forma de pílulas para combater as perdas de escoamento. A amina foi utilizada para inibir toda a água que atravessou a barreira de cera. Os objetivos consistiam em perfurar a parte de cima do furo, controlar as perdas, aumentar a estabilidade do furo do poço, impedir o desprendimento de xistos e carvões, aumentar a resistência do furo do poço para manter a densidade de fluido requerida para possivelmente perfurar até a profundidade total, e evitar a coluna da caixa intermediária de toda maneira possível.O poço do teste foi desplantado e o furo de superfície normal foi perfurado sem nenhum problema. A parte de cima do furo foi perfurada com o sistema de cera e amina e as zonas de perda foram perfuradas. As zonas de perda foram então controladas e perfuradas utilizando um fluido de perfuração contendo agente de perda de escoamento sem amina, sendo experimentadas somente perdas moderadas, e a densidade foi aumentada de 1.030 kg/m3 para 1.145 kg/m3 antes de alcançar a profundidade da caixa intermediária. Os operadores puderam perfurar através e além do ponto da caixa intermediária até a profundidade total. 0 furo foi então condicionado e a caixa operada até a profundidade total. O poço foi completado em dezesseis dias.

Na perfuração do poço de teste de acordo com uma realização da presente invenção, os operadores inibiram com êxito a parte de cima do furo, vedaram s zonas de perda, aumentaram a estabilidade do furo do poço da parte de cima do furo para suportar a densidade muito aumentada, evitatam a coluna da caixa intermediária em conjunto e completaram o poço em dezesseis dias, um total de doze dias sob o AFE e tempo de perfuração previstos e a um custo operacional significativamente mais baixo. 0 custo da própria lama foi diminuído e, como uma vantagem adicionada, o sistema de lama e os materiais cortados eram totalmente descartáveis. Este foi o bocado mais rápido e mais profundo operado na área até a presente data. Deve ser observado que o sistema de amina foi testado previamente e não propiciou vantagens significativas por si mesmo.

Exemplo 5

Solubilidade de Agentes de Perda de Escoamento Diferentes em Óleo Base de Rolamento a Frio

Os testes de rolamento a frio foram realizados para determinar a solubilidade relativa de agentes de perda deescoamento diferentes no óleo base. A cera foi dispersa em Distillate 822 e rolada por sessenta horas à temperatura ambiente. A porcentagem de material que foi recuperado da amostra pela separação gravimétrica utilizando papel filtro 5 VWR 413 (filtração rápida qualitativa) foi registrada para determinar quanto da cera foi dissolvido, ou dispersa muito finamente no fluido depois de sessenta horas. Os testes iniciais indicaram o seguinte, na forma resumida geral: Amostra 1: Cera de Parafina de 500 micra

A dissolução foi razoavelmente elevada com estematerial. As partículas se romperam de maneira razoavelmente rápida e formaram nuvens de partículas, de modo que a separação gravimétrica da fase de fluido não era praticável. Estes resultados são suportados parcialmente por 15 experimentações de campo utilizando as partículas menores, as quais mostram uma solubilidade mais elevada no óleo base do que as partículas maiores. Este tamanho de partícula foi utilizado em experimentações de campo, no entanto, com bons resultados para a perda de escoamento, e a diferença é quecamadas de material se acumularam na parede do furo do poçodurante a operação de perfuração e não apenas foi rolada a cera em uma solução.

Amostra 2: Cera de parafina de 4.000 micra

O mesmo teste que aquele acima com dissolução muito 25 mais baixa no óleo base, com 70,5% do material sendo recuperados da amostra.

Amostra 3: Cera microcristalina de 1.000 micra

O mesmo teste que aquele acima com recuperação de 91% do óleo base.

Amostra 4: Cera microcristalina de 4.000 micra

O mesmo teste que aquele acima com >95% de recuperação do óleo base.

Exemplo 6Solubilidade da Cera no Óleo Base "Saturado"

O objetivo do teste era a determinação se a solubilidade da cera no óleo base exposto previamente à cera, ou no chamado óleo baixo "saturado", seria diminuída. Isto é aplicável, uma vez que óleos base e os invertidos são freqüentemente reciclados e reutilizados durante as operações de perfuração. O óleo base testado era o Distillate 822.

Na etapa 1, 29 g de cera de parafina refinada foram adicionados a 300 g de Distillate 822 e rolados por sessenta horas à temperatura ambiente. Foi verificado que 29,5% da cera não foram recuperados do sistema, tanto devido à solubilidade da cera e/ou quanto à formação de partículas menores da cera devido à abrasão e aos mecanismos de dissolução/precipitação. 0 Distillate 822 foi filtrado através de papel filtro VWR 413 (filtração rápida qualitativa) e 219,01 g do material filtrado de Distillate 822 foram recuperados. Na etapa 2, 22,15 g de cera de parafina foram adicionados aos 219,01 g do material filtrado de Distillate 822. Isto representa a mesma relação de cera : Distillate 822 que foi utilizada na etapa 1. Esta combinação foi rolada por sessenta horas à temperatura ambiente. Na etapa 2, foi verificado que somente 1,8% da cera não foi recuperado do sistema, tanto devido à solubilidade da cera e/ou quanto à formação de partículas menores da cera devido à abrasão e aos mecanismos de dissolução/precipitação. Esta descoberta sugere que a dissolução da cera no óleo base é mitigada quando o óleo base fica saturado com a cera.

Com base nos resultados acima, as partículas pequenas de cera em geral parecem ter taxas de dissolução no óleo base maiores do que as partículas maiores, tipos diferentes de cera têm taxas de dissolução no óleo base diferentes, e as taxas de dissolução são mais baixas nos sistemas que foram expostos previamente à cera, ou noschamados sistemas "saturados". Desse modo, a dissolução da cera recém adicionada será mais baixa nos invertidos reciclados e nos óleos bases que foram expostos previamente ao agente de perda de escoamento. É preferível que substancialmente todo o agente de perda de escoamento permaneça no estado sólido em fluido de perfuração durante o procedimento de perfuração.

As realizações descritas acima da presente invenção prestam-se apenas como exemplos. Alterações, modificações e variações podem ser feitas nas realizações particulares pelos elementos versados na técnica sem que se desvie do âmbito da invenção, o qual é definido unicamente pelas reivindicações em anexo.

Claims

1. FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA REDUZIR OU CONTROLAR A CIRCULAÇÃO PERDIDA A UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA QUE CIRCUNDA UM FURO DE POÇO EM UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO,caracterizado pelo fato de compreender:um fluido base; eum agente de perda de escoamento que compreende cera ou uma substância cerosa e que tem um tamanho de partícula de mais de 50 micra, em que a cera ou a substância cerosa é substancialmente insolúvel em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão.

2. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as partículas permanecem substancialmente sólidas durante todo oprocedimento de perfuração.

3. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o fluido base é um fluido à base de hidrocarbonetos.

4. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o fluidobase é uma emulsão ou fluido destruidor de poço.

5. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o fluido base é um fluido de base aquosa.

6. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer umadas reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento compreende uma cera natural ou uma cera sintética.

7. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento compreende uma cera natural que é uma cera de parafina, uma cera de petrolato, uma cera microcristalina, uma cera semi-microcristalina, uma ceraintermediária, uma cera de ozoceritae, uma cera de ceresina ou uma cera de montana.

8. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que oagente de perda de escoamento primário compreende uma cera de parafina.

9. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento primário compreende uma cera microcristalina.

10. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento primário compreende uma mistura de uma cera de parafina e uma cera microcristalina.

11. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que a cera ou a substância cerosa é refinada.

12. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento compreende uma cera sintética que é uma cera de polipropileno, uma cera de polietileno, uma cera de polietileno de alta densidade, uma cera de politetrafluoroetileno, uma cera de Fischer-Tropsch, uma cera de amina de ácido graxo, uma cera de hidrocarboneto cloretado, uma cera de hidrocarboneto quimicamente modificado ou uma cera de poliamida.

13. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento se encontra em uma concentração de aproximadamente 0,01 kg/m3 a aproximadamente 500 kg/m3 no fluido de perfuração.

14. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o agente deperda de escoamento se encontra em uma concentração de aproximadamente 1 kg/m3 a aproximadamente 100 kg/m3 no fluido de perfuração.

15. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a 5 reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o agente deperda de escoamento se encontra em uma concentração de aproximadamente 5 kg/m3 a aproximadamente 20 kg/m3 no fluido de perfuração.

16. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com areivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o agente deperda de escoamento tem um tamanho de partículas de 50 micra a aproximadamente 10.000 micra.

17. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o agente deperda de escoamento tem um tamanho de partículas de aproximadamente 100 micra a aproximadamente 6.000 micra.

18. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento tem um ponto de fusão de maisde aproximadamente 20°C.

19. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento tem um ponto de fusão entre aproximadamente 25°C e aproximadamente 200°C.

20. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com areivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento tem um ponto de fusão entre aproximadamente 4 00C e aproximadamente 14 0°C.

21. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com areivindicação 20, caracterizado pelo fato de que o agente deperda de escoamento tem um ponto de fusão entre aproximadamente 650C e aproximadamente 85°C.

22. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualqueruma das reivindicações 1 a 21, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um material de circulação perdida.

23. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o material de circulação perdida é selecionado entre fibras orgânicas, pó de serra, Gilsonite®, asfalto, celofane, plástico, carbonato de cálcio, asfalto sulfonatado Gilsonite® sufonatado, e as combinações destes.

24 . MÉTODO PARA REDUZIR OU IMPEDIR A CIRCULAÇÃO PERDIDA DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA DURANTE O PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO, caracterizado pelo fato de compreender:a adição a um fluido de perfuração de um agente de perda de escoamento tal como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 23; eo bombeamento do fluido de perfuração furo-abaixo durante a perfuração.

25. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é adicionado ao fluido de perfuração antes ou durante a perfuração.

26. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é adicionado ao fluido de perfuração durante a circulação do poço, ou é adicionado a tanques de contenção para ser circulado ao fluido de perfuração e bombeado no poço.

27. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 24 a 26, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento forma uma camada semi-permeável de cera na formação subterrânea ou sobre a mesma.

28. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃOSUBTERRÂNEA PERMEÁVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, caracterizado pelo fato de compreender:partículas de cera ou uma mistura das mesmas, em que todas as partículas ou uma maior parte das partículas têm um tamanho de partículas de mais de 50 micra e são substancialmente insolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas,em que as partículas permanecem substancialmentesólidas durante o processo de perfuração.

29. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS,caracterizado pelo fato de consistir essencialmente em:partículas de cera ou uma mistura das mesmas que têm um tamanho de partículas de mais de 50 micra e são substancialmente insolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas,em que as partículas permanecem substancialmentesólidas durante todo o processo de perfuração.

30. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 28 ou 29, caracterizado pelo fato de que as partículas compreendem uma cera natural ou uma cerasintética.

31. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 28 a 30, caracterizado pelo fato de que as partículas são partículas de cera natural ou uma mistura de partículas duas ou mais ceras naturais.

32. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com areivindicação 31, caracterizado pelo fato de que a cera natural é uma cera vegetal ou uma cera mineral.

33. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com areivindicação 32, caracterizado pelo fato de que a cera natural é uma cera mineral.

34. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 33, caracterizado pelo fato de que a ceramineral é uma cera mineral refinada.

35. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 34, caracterizado pelo fato de que a cera mineral refinada é uma cera de parafina, uma cera de petrolato, uma cera microcristalina, uma cera semi-microcristalina, uma cera intermediária, uma cera de ozocerita, uma cera de ceresina, uma cera de Montana, ou uma mistura destas.

36. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 35, caracterizado pelo fato de que aspartículas são partículas de uma cera de parafina refinada, partículas de uma cera microcristalina refinada, ou uma mistura destas.

37. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de que aspartículas são partículas de uma cera microcristalina refinada.

38. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de que as partículas são partículas de uma cera de parafina refinada.

39. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com areivindicação 38, caracterizado pelo fato de que a cera de parafina refinada é uma cera de parafina C20-C35 refinada.

40. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de que aspartículas são uma mistura de partículas de uma cera de parafina refinada e partículas de uma cera microcristalina refinada, em que as partículas microcristalinas são maiores do que as partículas de parafina.

41. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 28 a 30, caracterizado pelo fato de que as partículas compreendem uma cera sintética.

42. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a 5 reivindicação 41, caracterizado pelo fato de que a cerasintética é uma cera de polipropileno, uma cera de polietileno, uma cera de polietileno de alta densidade, uma cera de politetrafluoroetileno, uma cera de Fischer-Tropsch, uma amina de ácido graxo, uma cera de hidrocarboneto 10 quimicamente modificado, uma cera de poliamida, ou uma mistura destas.

43. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de que a cera sintética é uma cera de Fischer-Tropsch.

44. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo comqualquer uma das reivindicações 28 a 43, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento compreende uma mistura de partículas de duas ou mais ceras diferentes.

45. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com 20 qualquer uma das reivindicações 28 a 44, caracterizado pelofato de que o agente de perda de escoamento compreende uma mistura de partículas de dois ou mais tamanhos diferentes de partículas.

46. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com 25 qualquer uma das reivindicações 28 a 45, caracterizado pelofato de que as partículas ficam compreendidas na faixa de 50 micra a aproximadamente 20.000 micra.

47. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 46, caracterizado pelo fato de que aspartículas ficam compreendidas na faixa de 100 micra a aproximadamente 10.000 micra.

48. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 47, caracterizado pelo fato de que aspartículas ficam compreendidas na faixa de 100 micra a aproximadamente 5.000 micra.

49. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 48, caracterizado pelo fato de que aspartículas ficam compreendidas na faixa de 500 micra a aproximadamente 4.000 micra.

50. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 4 5 a 49, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento compreende umamistura de partículas com tamanhos nas faixas de a) 300 - 500 micra, b) 800 - 1.200 micra e c) 3.000 - 4.000 micra.

51. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 50, caracterizado pelo fato de que as partículas de a), b) e c) ficam em uma relação deaproximadamente 1:1:1 na mistura.

52. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 28 a 51, caracterizado pelo fato de que o ponto de fusão das partículas fica acima das temperaturas operacionais.

53. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com areivindicação 52, caracterizado pelo fato de que o ponto de fusão das partículas fica pelo menos aproximadamente 10°C acima da mais alta temperatura operacional.

54. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo comqualquer uma das reivindicações 28 a 53, caracterizado pelofato de que as partículas têm um ponto de fusão acima da temperatura de baixo do furo.

55. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 28 a 54, caracterizado pelofato de que as partículas têm um ponto de fusão abaixo de umatemperatura na formação subterrânea.

56. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 28 a 55, caracterizado pelofato de que as partículas têm um ponto de fusão acima de 4 0 ° C.

57. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 56, caracterizado pelo fato de que aspartículas têm um ponto de fusão acima de 65°C.

58. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 8 a 56, caracterizado pelo fato de que as partículas têm um ponto de fusão na faixa de 4 0 ° C a 14 0 ° C.

59. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com areivindicação 58, caracterizado pelo fato de que as partículas têm um ponto de fusão na faixa de 65°C a 85°C.

60. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃOSUBTERRÂNEA PERMEÁVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, caracterizado pelo fato de consistir essencialmente em:partículas de cera mineral refinada que têm um tamanho de partícula entre aproximadamente 100 micra eaproximadamente 10.000 micra, em que as partículas são substancialmente insolúveis em líquidos de perfuração à Bse de hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas, sendo que o ponto de fusão das partículas fica acima das temperaturas operacionais e acima datemperatura do fundo do furo de maneira tal que as partículas permanecem substancialmente sólidas durante o processo de perfuração.

61. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 60, caracterizado pelo fato de que aspartículas têm um ponto de fusão abaixo de uma temperatura na formação subterrânea de maneira tal que todas as partículas ou uma parta das partículas serão fundidas à temperatura da formação.

62. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 28 a 61, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é dispersível em um fluido de perfuração viscosifiçado sem o uso de agentes tensoativos, estabilizantes ou emulsificantes.

63. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, de acordo com a reivindicação 62, caracterizado pelo fato de ser disperso em um fluido de perfuração viscosifiçado sem o uso de agentes tensoativos, estabilizantes ou emulsificantes.

64. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, caracterizado pelo fato de compreender:partículas de uma ou mais ceras naturais ou sintéticas, em que todas as partículas ou a maior parte das partículas têm um tamanho de partícula de mais de 50 micra e são substancialmente insolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas de maneira tal que as partículas permanecem substancialmente sólidas durante o processo de perfuração.

65. AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL DURANTE UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, caracterizado pelo fato de compreender:partículas de cera ou uma mistura das mesmas, em que todas as partículas ou uma maior parte das partículas têm um tamanho de partícula de mais de 50 micra e são substancialmente insolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas.

66. FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEAPERMEÁVEL EM UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, em que o fluido de perfuração é caracterizado pelo fato de compreender:um fluido base; e 5 um agente de perda de escoamento tal como definidoem qualquer uma das reivindicações 28 a 65.

67. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 66, caracterizado pelo fato de que o fluido base é um fluido à base de hidrocarboneto ou uma emulsãoinvertida.

68. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 66, caracterizado pelo fato de que o fluido base é um fluido de base aquosa ou uma emulsão aquosa.

69. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualqueruma das reivindicações 66 a 68, caracterizado pelo fato deque o fluido de perfuração é viscosifiçado.

70. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 66 a 69, caracterizado pelo fato de que fluido de perfuração é livre de agentes tensoativos,estabilizantes e emulsificantes.

71. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 66 a 70, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento se encontra em uma concentração de aproximadamente 0,01 kg/m3 a aproximadamente 500 kg/m3 no fluido de perfuração.

72. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 71, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento se encontra em uma concentração de aproximadamente 1 kg/m3 a aproximadamente 100 kg/m3 no fluidode perfuração.

73. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 72, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento primário se encontra em uma concentraçãode aproximadamente 5 kg/m3 a aproximadamente 20 kg/m3 no fluido de perfuração.

74. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com qualquer das reivindicações 66 a 73, caracterizado pelo fato decompreender adicionalmente um material de circulação perdida.

75. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 74, caracterizado pelo fato de que o material de circulação perdida é selecionado do grupo que consiste em fibras orgânicas, pó de serra, Gilsonite®, asfalto, celofane,plástico, carbonato de cálcio, asfalto sulfonatado, Gilsonite® sulfonatado, e as combinações destes.

76. FLUIDO DE PERFURAÇÃO, de acordo com a reivindicação 70, caracterizado pelo fato de ser um fluido de perfuração de base aquosa viscosifiçado que é livre deagentes tensoativos, estabilizantes e emulsificantes, em que o fluido de perfuração é totalmente descartável com a da completação do processo de perfuração.

77. MÉTODO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL EM UMPROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DERECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, caracterizado pelo fato de compreender:a provisão de um fluido de perfuração tal como definido em qualquer uma das reivindicações 66 a 76; e '25 o bombeamento do fluido de perfuração furo-abaixodurante o processo de perfuração.

78. MÉTODO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DE ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL EM UM PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DO ÓLEO OU DO GÁS, caracterizado pelo fato decompreender:a provisão de um fluido de perfuração que compreende um fluido base;a provisão de uni agente de perdei de escoa.Tnen.to tal como definido em qualquer uma das reivindicações 28 a 65;a adição do agente de perda de escoamento ao fluido base ou ao fluido de perfuração antes ou durante a perfuração; eo bombeamento do fluido de perfuração furo-abaixo durante o processo de perfuração.

79. MÉTODO PARA REDUZIR OU CONTROLAR AS PERDAS DO ESCOAMENTO PARA UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PERMEÁVEL EM UMPROCESSO DE PERFURAÇÃO DE UM POÇO EM UMA OPERAÇÃO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO OU GÁS, caracterizado pelo fato de compreender:a provisão de um fluido de perfuração à base de hidrocarboneto;a provisão de um agente de perda de escoamento, emque o agente de perda de escoamento consiste essencialmente em partículas de cera que têm um tamanho de partícula de mais de 50 micra e são substancialmente insolúveis no fluido de perfuração e nos hidrocarbonetos da formação a temperaturasabaixo do ponto de fusão das partículas de cera de maneira tal que as partículas de cera permanecem substancialmente sólidas durante o processo de perfuração;a adição do agente de perda de escoamento ao fluido de perfuração antes ou durante da perfuração; eo bombeamento do fluido de perfuração furo-abaixodurante o processo de perfuração.

80. MÉTODO, de qualquer uma das reivindicações 77 a 79, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é adicionado diretamente ao fluido de perfuraçãoenquanto ocorre a circulação no poço, é adicionado a tanques de contenção ou a tanques de pré-mistura para ser circulado no fluido de perfuração e bombeado furo-abaixo, ou uma combinação dos casos acima.

81. MÉTODO, de qualquer uma das reivindicações 77 a 79, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é adicionado ao fluido de perfuração antes da perfuração, durante a perfuração, ou uma combinação dos casosacima.

82. MÉTODO, de qualquer uma das reivindicações 77 a 79, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é adicionados ao fluido de perfuração em uma única adição antes da perfuração.

83. MÉTODO, de qualquer uma das reivindicações 77 a 79, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é misturado diretamente ao fluido de perfuração enquanto é circulado a uma taxa de aproximadamente 0,01 kg por minuto a aproximadamente 100 kg por minuto enquanto aperfuração segue adiante.

84. MÉTODO, de qualquer uma das reivindicações 77 a 79, caracterizado pelo fato de que o agente de perda de escoamento é misturado em que um tanque de contenção ou um tanque de pré-mistura que contém o fluido de perfuração a umaconcentração de aproximadamente 0,01 kg/m3 a aproximadamente 500 kg/m3.

85. MÉTODO, de qualquer uma das reivindicações 77 a 79, caracterizado pelo fato de que a quantidade do agente de perda de escoamento adicionado ao fluido de perfuração éajustada durante o processo de perfuração para responder pelas mudanças antecipadas ou em tempo real na circulação perdida.

86. USO DE PARTÍCULAS SÓLIDAS DA CERA COM UM TAMANHO DE MAIS DE 50 MICRA, caracterizado pelo fato deservir para reduzir ou controlar as perdas de escoamento parauma formação subterrânea permeável em um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, em que as partículas que são substancialmenteinsolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas e que permanecem substancialmente sólidas durante o processo de perfuração.

87. USO DE UM AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, caracterizado pelo fato de servir para reduzir ou controlar as perdas de escoamento para uma formação subterrânea permeável em um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, em que o agente de perda de escoamento compreende partículas de cera de mais de 50 micra, sendo que as partículas são substancialmente insolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas e que permanecem substancialmente sólidas durante o processo de perfuração.

88 . USO DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO QUE COMPREENDE UM FLUIDO BASE E UM AGENTE DE PERDA DE ESCOAMENTO, caracterizado pelo fato de servir para reduzir ou controlar as perdas de escoamento para uma formação subterrânea permeável em um processo de perfuração de um poço em uma operação de recuperação de óleo ou gás, em que o agente de perda de escoamento compreende partículas de cera de mais de 50 micra e que permanecem substancialmente insolúveis em hidrocarbonetos a temperaturas abaixo do ponto de fusão das partículas, e as partículas permanecem substancialmente sólidas durante o processo de perfuração.