BRPI0806585A2 - Fluidos de furo de poço para cobertura da perfuração - Google Patents
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- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
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Description
i/So FLUIDOS DE FURO DE POÇO PARA PERFURAÇÃO COM REVESTIMENTO
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO Campo da invenção
As modalidades reveladas aqui se referem genericamente aos fluidos de furo de poço para uso em aplicações de revestimento de perfuração.
Técnica Antecedente
Na perfuração de poços de óleo e gás, um furo de poço é formado na terra com uma broca tipicamente montada na 10 extremidade de uma coluna de tubulação de diâmetro relativamente pequeno ou coluna de perfuração. Após formação de um comprimento predeterminado de furo de poço, a broca e coluna de perfuração são removidas do poço, e a coluna de revestimento, de diâmetro maior, é inserida para 15 formar o furo de poço. 0 revestimento é utilizado para revestir as paredes do furo de poço e a área anular entre a superfície externa do revestimento e o furo de poço é cheia de cimento para ajudar a reforçar o furo de poço e auxiliar a isolar seções do furo de poço para produção de
2 0 hidrocarboneto.
Para facilitar a perfuração, fluido é circulado através da coluna de perfuração, para fora da broca e para cima em uma área anular entre a coluna de perfuração e a parede do furo de poço. Usos comuns para fluidos de poço 25 incluem: lubrificação e resfriamento de superfícies de corte de broca de perfuração enquanto perfurando genericamente ou perfurando na área produtora (isto é, perfuração em uma formação petrolífera visada), transporte de "fragmentos" (pedaços de formação desalojados pela ação
3 0 de corte dos dentes em uma broca de perfuração) até a superfície, controle de pressão de fluido de formação para evitar erupções, manutenção de estabilidade de poço, suspensão de sólidos no poço, minimização de perda de fluido na formação e estabilização da formação através da 5 qual o poço está sendo perfurado; fratura da formação nas proximidades do poço; deslocamento do fluido dentro do poço com outro fluido; limpeza do poço; teste do poço; transmissão de força hidráulica em cavalos-vapor para a broca de perfuração; fluido utilizado para colocar um 10 obturador; abandono do poço ou preparação do poço para abandono; e de outro modo tratamento do poço ou formação.
Perfuração com revestimento ("revestimento de perfuração") é um método específico de formar um poço com uma broca de perfuração fixada na mesma coluna de tubulares 15 (revestimento) que revestirá o poço. Isto é, em vez de estender uma broca de perfuração em uma coluna de perfuração de diâmetro menor, um revestimento ou tubulação de diâmetro maior é utilizado como a coluna de perfuração, desse modo perfurando e revestimento, simultaneamente, o
2 0 furo. Como não é necessária manobra separada para dentro do
furo de poço para colocar um revestimento, o tempo de perfuração pode ser reduzido em até 30 por cento, eliminando manobra da coluna de perfuração e os problemas associados à mesma. Desse modo, a perfuração com 25 revestimento é especialmente útil em certas situações onde um operador deseja perfurar e revestir um furo de poço tão rapidamente quanto possível para minimizar o tempo que o furo de poço permanece não revestido e sujeito a colapso ou os efeitos de anomalias de pressão. As operações de
3 0 perfuração com revestimento são descritas, por exemplo, nas patentes dos Estados Unidos 6.705.413 e 7.044.241.
Embora as eficiências de perfuração possam ser realizadas com perfuração com revestimento, o método genericamente provê uma folga muito mais estreita entre o 5 tubular de revestimento e o furo de poço, em comparação com a folga entre uma coluna de perfuração e o furo de poço, desse modo limitando o espaço anular através do qual os fluidos de furo de poço são retornados à superfície. O espaçamento anular pequeno leva genericamente a forças 10 friccionais e pressões aumentadas, que, por sua vez, podem levar a uma densidade de circulação equivalente elevada (ECD) . Se a ECD do fluido de perfuração exceder a capacidade da formação de resistir à injeção, perdas de fluido resultam, tipicamente. Entretanto, devido ao pequeno 15 espaço anular em operações de perfuração com revestimento, pouco espaço é deixado para dispositivos de redução de ECD convencionais, e desse modo, ECD deve ser controlada por moldar as propriedades reológicas do fluido de perfuração.
Em geral, fluidos de perfuração devem ser bombeáveis
2 0 sob pressão para baixo através de colunas de tubo de perfuração, ou revestimento em perfuração com revestimento, então através e em torno da cabeça de broca de perfuração profunda na terra, e então retornado à superfície da terra através de um espaço anular entre o exterior da coluna de 25 revestimento ou perfuração e a parede do furo. Além de fornecer lubrificação de perfuração e eficiência, e retardar desgaste, fluidos de perfuração devem suspender e transportar partículas sólidas até a superfície para filtração e eliminação. Além disso, os fluidos devem ser 30 capazes de suspender agentes pesados aditivos (para aumentar a gravidade específica da lama), baritas, em geral, finamente trituradas (minério de sulfato de bário), e transportar argila e outras substâncias capazes de aderirem à superfície do poço e revestirem a mesma.
5 Fluidos de perfuração são genericamente caracterizados
como sistemas de fluido tixotrópico. Isto é, apresentam baixa viscosidade quando cisalhados, como quando em circulação (como ocorre durante bombeamento ou contato com a broca de perfuração em movimento). Entretanto, quando a 10 ação de cisalhamento é parada, o fluido deve ser capaz de suspender os sólidos que contém para evitar separação por gravidade. Além disso, quando o fluido de perfuração está sob condições de cisalhamento e um quase líquido de fluxo livre, deve reter uma viscosidade suficientemente elevada o 15 suficiente para transportar toda matéria em partículas indesejável do fundo do furo de porco até a superfície. A formulação de fluido de perfuração deve permitir também que os fragmentos e outro material em partícula indesejável sejam removidos ou de outro modo assentados da fração de
2 0 líquido.
Há uma crescente necessidade de fluidos de perfuração que tenham os perfis reológicos que permitem mais facilmente a perfuração de poços por perfuração com revestimento. Fluidos de perfuração tendo propriedades 25 reológicas moldadas asseguram que fragmentos são removidos do furo do poço de forma tão eficiente e eficaz quanto possível para evitar a formação de leitos de fragmentos no poço que pode fazer com que a coluna de revestimento se torne emperrada, entre outros problemas. Há também a 30 necessidade a partir de uma perspectiva de hidráulica de fluido de perfuração (densidade de circulação equivalente) de reduzir as pressões necessárias para circular o fluido, isso ajuda a evitar exposição da formação a forças excessivas que podem fraturar a formação fazendo com que o 5 fluido, e possivelmente o poço, seja perdido, especialmente em operações de perfuração com revestimento. Além disso, um perfil aperfeiçoado é necessário para evitar assentamento ou deformação, isto é, sólidos caindo para fora da suspensão, de quaisquer agentes pesados presentes no
fluido. Se assentamento ou deformação ocorrer, um perfil de densidade irregular dentro do sistema de fluido de circulação, e desse modo pode resultar em problemas de controle de poço (influxo de fluido/gás) e estabilidade de furo de poço (desmoronamento/fraturas).
Para obter as características de fluido necessárias
para atender a esses desafios, o fluido deve ser fácil de bombear de modo que somente uma pequena quantidade de pressão é necessária para forçar o mesmo através de restrições no sistema de fluido em circulação, tais como
2 0 bocais de broca, ferramentas de fundo de poço, ou espaços
anulares de furo de poço estreitos. Em outras palavras, o fluido deve ter a viscosidade mais baixa possível sob condições de cisalhamento elevadas. Inversamente, em zonas do poço onde a área para fluxo de fluido é grande e a
velocidade do fluido é lenta ou onde há condições de cisalhamento baixas, a viscosidade do fluido necessita ser grande o bastante para suspender e transportar os fragmentos perfurados. A necessidade de uma viscosidade suficiente também se aplica aos períodos quando o fluido é
3 0 deixado estático no furo, onde tanto fragmentos como materiais pesados necessitam ser mantidos suspensos para evitar assentamento. Entretanto, a viscosidade do fluido não deve continuar a aumentar sob condições estáticas a níveis inaceitáveis. De outro modo, quando o fluido 5 necessita ser novamente circulado, pressões excessivas podem resultar que podem fraturar a formação ou pode haver uma perda em tempo de perfuração se a força necessária para readquirir um sistema de fluido totalmente em circulação estiver além dos limites das bombas.
O assentamento ou deformação de agentes pesados em
partículas em um fluido de perfuração se torna mais crítica em furos de poço perfurados em ângulos elevados a partir da vertical, em que uma deformação, por exemplo, de uma polegada (2,54 cm) pode resultar em uma coluna contínua de 15 fluido de densidade reduzida ao longo da porção superior da parede de furo de poço. Tais poços de ângulo elevado são freqüentemente perfurados através de grandes distâncias para acessar, por exemplo, porções remotas de um reservatório de óleo. Em tais casos, é importante minimizar 20 a viscosidade plástica de um fluido de perfuração para reduzir as perdas de pressão através do comprimento de furo de poço. Ao mesmo tempo, uma densidade de fluido, suficientemente elevada, também deve ser mantida para contrabalançar ingresso de fluído no furo de poço e/ou um 25 incidente de controle de poço (erupção) . Além disso, as questões de deformação se tornam cada vez mais importantes para evitar assentamento dos agentes pesados em partículas no lado inferior do furo de poço, bem como aderência diferencial do revestimento.
3 0 O fato de ser capaz de formular também um fluido de perfuração tendo uma densidade elevada e uma viscosidade plástica baixa é importante em poços de pressão elevada profundos onde fluidos de furo de poço de densidade elevada são necessários. Viscosidades elevadas podem resultar em um 5 aumento em pressão no fundo do furo sob condições de bombear. Os aumentos em ECD; conforme mencionado acima; podem resultar em fraturas de abertura na formação, e perdas sérias do fluido de furo de poço para dentro da formação fraturada. Além disso, a estabilidade da suspensão 10 também é importante para manter a altura hidrostática a fim de evitar erupção. 0 objetivo de fluidos de densidade elevada com baixa viscosidade mais deformação mínima de material pesado continua a ser um desafio.
Desse modo, uma exigência dessas formulações de fluido 15 de furo de poço é que os aditivos nas mesmas formem uma suspensão estável e não assentem facilmente. Uma segunda exigência é que a suspensão apresente uma viscosidade moldada e ECD controlada para facilitar bombeamento e minimizar a geração de pressões elevadas, enquanto também 2 0 evita assentamento ou deformação. Finalmente, a pasta de fluido de furo de poço deve exibir também baixa perda de fluido.
Por conseguinte, existe uma necessidade contínua de fluidos de furo de poço que controlem a densidade de fluido
2 5 enquanto fornecem simultaneamente estabilidade de suspensão
aperfeiçoada e minimizam tanto perda de fluido como aumentos em viscosidade e em particular, fluidos que podem ser utilizados em operações de perfuração com revestimento.
Sumario da Invenção
3 0 Em um aspecto, as modalidades reveladas aqui se referem a um método de perfurar um furo subterrâneo que inclui misturar um fluido de base e um agente de ponderação micronizado tendo um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 0 micrômetros para formar um fluido de 5 furo de poço; fornecer uma montagem de perfuração que inclua um revestimento como pelo menos uma porção de uma coluna de perfuração; e uma broca de perfuração fixada na extremidade distai da coluna de perfuração; e perfurar o furo subterrâneo com a montagem de perfuração utilizando o 10 fluido de furo de poço.
Em outro aspecto, as modalidades reveladas aqui se referem a um método de perfurar um furo subterrâneo que inclui misturar um fluido oleoso, um fluido não oleoso, e um agente de ponderação micronizado tendo um tamanho de 15 partícula d90 menor do que aproximadamente 50 micrômetros para formar um fluido de perfuração de emulsão inversa; fornecer uma montagem de perfuração que inclui um revestimento como pelo menos uma porção de uma coluna de perfuração; e uma broca de perfuração fixada na extremidade
2 0 distai da coluna de perfuração; e perfurar o furo
subterrâneo com a montagem de perfuração utilizando o fluido de perfuração de emulsão inversa.
Ainda em outro aspecto, as modalidades reveladas aqui se referem a um método de perfurar um furo subterrâneo que 25 inclui misturar um fluido aquoso e um agente de ponderação micronizado tendo um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 0 micrômetros para formar um fluido de furo de poço baseado em água; fornecer uma montagem de perfuração que inclui um revestimento como pelo menos uma
3 0 porção de uma coluna de perfuração; e uma broca de perfuração fixada na extremidade distai da coluna de perfuração; e perfurar o furo subterrâneo com a montagem de perfuração utilizando o fluido de furo de poço baseado em água.
Outros aspectos e vantagens da invenção serão
evidentes a partir da seguinte descrição e das reivindicações apensas.
Breve descrição dos Desenhos
As figuras IA-B mostram um diagrama esquemático de um sistema de perfuração convencional.
A figura 2 mostra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração com revestimento de acordo com uma modalidade da presente revelação.
Descrição Detalhada Em um aspecto, as modalidades reveladas aqui se
referem ao uso de agentes pesados micronizados em fluidos de furo de poço utilizados em operações de perfuração com revestimento.
Com referência às figuras IA-B, um sistema de
2 0 perfuração convencional é mostrado. No sistema de
perfuração 100, um poço 101 é formado por uma broca de perfuração 102 fixada à extremidade da coluna de perfuração 103. Um sistema de circulação de lama 105 bombeia fluido de furo de poço 104 através da coluna de perfuração 103 e para
fora de aberturas na broca 102. O fluido 104 retorna carregado com fragmentos de perfuração através do espaço anular 106 entre as paredes do furo de poço 101 e coluna de perfuração 103.
Com referência à figura 2, uma operação de perfuração
3 0 com revestimento da presente revelação é mostrada. Como mostrado na figura 2, pelo menos uma porção de coluna de perfuração 103 da figura 1 é substituída pela coluna de revestimento 203. Isto é, um poço 201 é formado por uma broca de perfuração (não mostrada) fixada à extremidade de 5 uma coluna de revestimento 203. 0 fluido de furo de poço 2 04 bombeia através da coluna de revestimento 203 e retorna carregado com fragmentos de perfuração através do espaço anular 2 06 entre paredes do poço 2 01 e coluna de revestimento 203. 0 diâmetro maior da coluna de 10 revestimento 203, em comparação com a coluna de perfuração 103, estreita a largura do espaço anular formado entre o revestimento 203 e a parede do poço 201 através da qual o fluido de furo de poço 204 flui até a superfície.
De acordo com várias modalidades, os fluidos de furo 15 de poço da presente revelação podem ser utilizados em operações de perfuração com revestimento, onde a coluna de revestimento é utilizada como pelo menos uma porção da "coluna de perfuração" na formação de um poço. Em uma modalidade, o fluido de furo de poço pode incluir um fluido 2 0 de base e um agente de ponderação micronizado.
Agente de ponderação Micronizado Agentes pesados utilizados em modalidades reveladas aqui podem incluir uma variedade de compostos conhecidos por aqueles versados na técnica. Em uma modalidade
2 5 específica, o agente ponderado pode ser selecionado de
materiais incluindo, por exemplo, sulfato de bário (barita), carbonato de cálcio, dolomita, ilmenita, hematita, olivina, siderita, sulfato de estrôncio, hausmannita e outros minerais como outros carbonatos de
3 0 metal e óxidos. Em algumas modalidades, esses agentes ponderados podem ser quimicamente modificados. Uma pessoa com conhecimentos comuns na técnica reconheceria que a seleção de um material específico pode depender amplamente da densidade do material, visto que a viscosidade mais baixa de fluido de furo de poço em qualquer densidade específica é tipicamente obtida utilizando as partículas com densidade mais elevada. Entretanto, outras considerações podem influenciar a escolha de produto, tal como o custo, a disponibilidade local, a potência exigida para trituração, e se os sólidos residuais ou reboco podem ser facilmente removidos do poço.
Em uma modalidade, o agente de ponderação pode ser um agente de ponderação micronizado tendo um d90 variando de 1 a 25 micrômetros e um d50 variando de 0,5 a 10 micrômetros em outras modalidades. Em outra modalidade, o agente de ponderação micronizado inclui partículas tendo um d90 variando de 2 a 8 micrômetros e um d50 variando de 0,5 a 4 micrômetros. Em várias outras modalidades, o agente de ponderação micronizado inclui partículas tendo um d90 de aproximadamente 50 micrômetros ou menos, 2 5 micrômetros ou menos, 15 micrômetros ou menos, 10 micrômetros ou menos, ou micrômetros ou menos. Medições de tamanho de partícula, incluindo tamanho de partícula d50 e d90, podem ser realizadas utilizando difractometria laser ou outros métodos conhecidos na técnica. O d50 (d90) é um valor na distribuição de tal modo que 50% (90%) das partículas têm um tamanho de partícula desse valor ou menor.
Uma pessoa com conhecimentos comuns na técnica reconheceria que, dependendo da técnica de dimensionamento, o agente de ponderação pode ter uma distribuição de tamanho de partícula diferente de uma distribuição monomodal. Isto é, o agente de ponderação pode ter uma distribuição de tamanho de partícula que, em várias modalidades, pode ser monomodal, que pode ou não ser Gaussiana, bimodal ou polimodal.
0 uso de agentes pesados dimensionados foi revelado na publicação do pedido de patente dos Estados Unidos 20050277553, cedida à cessionária do presente pedido, e aqui incorporada a título de referência. Partículas tendo essas distribuições de tamanho podem ser obtidas por vários meios. Por exemplo, partículas dimensionadas, como um produto de barita apropriado tendo distribuições de tamanho de partícula similares como revelado aqui, podem ser comercialmente adquiridas. Um material triturado mais grosso pode ser obtido, e o material pode ser adicionalmente triturado por qualquer técnica conhecida no tamanho de partícula desejado. Tais técnicas incluem laminação a jato, técnicas de laminação a seco de alto desempenho, ou qualquer outra técnica que é conhecida na arte genericamente para produtos de laminação em pó. Em uma modalidade, partículas apropriadamente dimensionadas de barita podem ser seletivamente removidas de um fluxo de produtos de uma usina de trituração de barita convencional, que pode incluir seletivamente remover as partículas finas de uma operação de triturar barita API convencional. Partículas finas são freqüentemente consideradas um subproduto do processo de trituração, e convencionalmente esses materiais são misturados com materiais mais grossos para obter barita do tipo API. Entretanto, de acordo com a presente revelação, essas partículas finas de subproduto podem ser adicionalmente processadas através de um classificador de ar para obter as distribuições de tamanho de partícula reveladas aqui. Ainda em outra modalidade, os agentes pesados micronizados podem ser formados por 5 precipitação química. Tais produtos precipitados podem ser utilizados individualmente ou em combinação com produtos mecanicamente laminados.
Em uma modalidade, o agente de ponderação pode ser um agente de ponderação revestido. Em algumas modalidades, o 10 agente de ponderação pode ser revestido por um processo de revestimento a úmido ou um processo de revestimento seco. 0 agente de ponderação revestido, em algumas modalidades, pode ser revestido com um dispersante por um processo de mistura a seco, como revelado no pedido de patente dos 15 Estados Unidos de série 60/825.156, depositado em 11 de setembro de 2006, cedido à cessionária do presente pedido e aqui incorporado a título de referência. O agente de ponderação revestido resultante pode ser adicionado em novas formulações de fluido de perfuração ou adicionado a 20 formulações existentes. O termo "mistura a seco" se refere a um processo no qual o agente de ponderação é misturado e revestido com um dispersante na ausência de um solvente. 0 agente de ponderação revestido, em outras modalidades, pode ser revestido com um dispersante na presença de partículas
2 5 revestidas coloidais de geração de solvente, como revelado
na publicação do pedido de patente dos Estados Unidos 20040127366, cedida à cessionária do presente pedido, e aqui incorporada a título de referência. Como utilizado aqui, "agente de ponderação micronizado" se refere aos
3 0 agentes pesados que tenham distribuição de tamanho de partícula reduzida abaixo de distribuição especificada API convencional. Finalmente, uma pessoa versada na técnica reconheceria que o agente de ponderação pode ser misturado a seco com o dispersante em um processo de fragmentação 5 (como trituração) ou por outro meio, tal como dessorção térmica, por exemplo.
Formulações de Fluido de Furo de Poço De acordo com uma modalidade, o agente de ponderação micronizado pode ser utilizado em uma formulação de fluido de furo de poço. 0 fluido de furo de poço pode ser um fluido à base de água, uma emulsão inversa, ou um fluido à base de óleo.
Fluidos de furo de poço à base de água podem ter um fluido aquoso como o fluido de base e um agente de 15 ponderação micronizado. 0 fluido aquoso pode incluir pelo menos um entre água doce, água do mar, salmoura, misturas de água e compostos orgânicos solúveis em água e misturas dos mesmos. Por exemplo, o fluido aquoso pode ser formulado com misturas de sais desejados em água doce. Tais sais 20 podem incluir, porém não são limitados a cloretos de metal alcalino, hidróxidos, ou carboxilatos, por exemplo. Em várias modalidades do fluido de perfuração revelado aqui, a salmoura pode incluir água do mar, soluções aquosas onde a concentração de sal é menor do que aquela da água do mar,
ou soluções aquosas onde a concentração de sal é maior do que aquela da água do mar. Sais que podem ser encontrados na água do mar incluem, porém não são limitados a sódio, cálcio, enxofre, alumínio, magnésio, potássio, estrôncio, silício, lítio e sais de fósforo de cloreto, brometos,
3 0 carbonatos, iodetos, cloratos, bromatos, formatos, nitratos, óxidos e fluoretos. Sais que podem ser incorporados em uma salmoura incluem qualquer um ou mais daqueles presentes em água do mar natural ou quaisquer outros sais dissolvidos orgânicos ou inorgânicos.
Adicionalmente, salmouras que podem ser utilizadas nos fluidos de perfuração revelados aqui podem ser naturais ou sintéticos, com salmouras sintéticas tendendo a ser de constituição muito mais simples. Em uma modalidade, a densidade do fluido de perfuração pode ser controlada pelo 10 aumento da concentração de sal na salmoura (até saturação). Em uma modalidade específica, uma salmoura pode incluir sais de carboxilato ou haleto de cátions mono- ou divalentes de metais, como césio, potássio, cálcio, zinco e/ou sódio.
Os fluidos de furo de poço de emulsão inversa/ã base
de óleo podem incluir uma fase contínua oleaginosa, uma fase descontínua não oleaginosa, e um agente de ponderação micronizado. Uma pessoa com conhecimentos comuns na técnica reconheceria que os agentes pesados micronizados descritos 20 acima podem ser modificados de acordo com a aplicação desejada. Por exemplo, modificações podem incluir a natureza hidrofílica/hidrofóbica do dispersante.
0 fluido oleoso pode ser um líquido, mais preferivelmente um óleo natural ou sintético, e mais
preferivelmente o fluido oleoso é selecionado do grupo que inclui óleo diesel; óleo mineral; um óleo sintético, como olefinas hidrogenadas e não hidrogenadas incluindo poli alfa olefinas, olefinas lineares e ramificadas e similares, polidiorganossiloxanos, siloxanos ou organossiloxanos, 30 ésteres de ácidos graxos, especificamente de cadeia reta, ramificada e éteres de alquila cíclica, de ácidos graxos; compostos similares conhecidos por uma pessoa com conhecimentos na técnica; e misturas dos mesmos. A concentração do fluido oleoso deve ser suficiente de modo 5 que uma emulsão inversa forma e pode ser menor do que aproximadamente 99% por volume da emulsão inversa. Em uma modalidade, a quantidade de fluido oleoso é de aproximadamente 3 0% a aproximadamente 95% em volume e mais preferivelmente aproximadamente 40% a aproximadamente 90% 10 em volume do fluido de emulsão inversa. O fluido oleoso, em uma modalidade, pode incluir pelo menos 5% em volume de um material selecionado do grupo que inclui ésteres, éteres, acetais, dialquil carbonatos, hidrocarbonetos e combinações dos mesmos.
O fluido não oleoso utilizado na formulação do fluido
de emulsão inversa revelado aqui é um líquido e pode ser um líquido aquoso. Em uma modalidade, o líquido não oleaginoso pode ser selecionado do grupo que inclui água do mar, uma salmoura contendo sais dissolvidos orgânicos e/ou inorgânicos, líquidos contendo compostos orgânicos miscíveis em água e combinações dos mesmos. A quantidade do fluido não oleoso é tipicamente menor do que o limite teórico necessário para formar uma emulsão inversa. Desse modo, em uma modalidade, a quantidade de fluido não oleoso 2 5 é menor do que aproximadamente 70% em volume, e preferivelmente de aproximadamente 1% a aproximadamente 7 0% em volume. Em outra modalidade, o fluido não oleoso é preferivelmente de aproximadamente 5% a aproximadamente 60% em volume do fluido de emulsão inversa. A fase de fluido pode incluir um fluido aquoso ou um fluido oleoso, ou misturas dos mesmos. Em uma modalidade específica, barita revestida ou outros agentes pesados micronizados podem ser incluídos em um fluido de furo de poço tendo um fluido aquoso que inclui pelo menos um entre água doce, água do mar, salmoura e combinações dos mesmos.
Métodos convencionais podem ser utilizados para preparar os fluidos de perfuração revelados aqui em um modo análogo àqueles normalmente utilizados, para preparar fluidos de perfuração à base de água e óleo convencionais. 10 Em uma modalidade, uma quantidade desejada de fluido à base de água e uma quantidade apropriada de um ou mais agentes pesados micronizados, como descrito acima, são misturados juntos e os componentes restantes do fluido de perfuração adicionados seqüencialmente com mistura contínua. Em outra 15 modalidade, uma quantidade desejada de fluido oleoso como um óleo de base, um fluido não oleoso e uma quantidade adequada de um ou mais agentes pesados micronizados são misturados juntos e os componentes restantes são adicionados seqüencialmente com mistura contínua. Uma
2 0 emulsão inversa pode ser formada por agitar vigorosamente, misturar ou cisalhar o fluido oleoso e o fluido não oleoso.
Outros aditivos que podem ser incluídos nos fluidos de furo de poço revelados aqui incluem, por exemplo, agentes umectantes, argilas organofílicas, agentes de viscosidade, 25 agentes para controle de perda de fluido, tensoativos, dispersantes, redutores de tensão interfacial, tamponadores de pH, solventes mútuos, redutores, agentes de redução e agentes de limpeza. A adição de tais agentes deve ser bem conhecida para uma pessoa com conhecimentos comuns na 30 técnica de formular lamas e fluidos de perfuração. Exemplos
Um exemplo de campo onde tal fluido de perfuração de emulsão inversa foi utilizado para uma aplicação de perfuração com revestimento incluiu um agente de ponderação 5 de barita com um d90 <5 micrômetros. A Tabela 1 abaixo mostra a formulação de fluido.
Tabela 1
Componente Quantidade Fluido de base 0,42-0,195 bbl (66,77-31,00L) Água de perfuração 0,18-0,12 bbl (28,62-19,08L) CaCl2 15,43 libras/bbl (0,05 8kg/cm3) Argila organofílica 4,850 libras/bbl (0,018 kg/cm3) Emulsificante EMUL HT™ 17,638 libras/bbl (0,066kg/cm3) Redutor de perda de 4,189 libras/bbl (0,016 kg/cm3) fluido VERSATROL® Barita (d90 <5 0,582 a 0,300 bbl (92,53-47,67L) micrômetros) Uma coluna de revestimento, onde o diâmetro externo
era de 10 3/4 polegadas, foi utilizada, a qual tinha uma 10 broca de perfuração de 12 3/4 polegadas, o que significava que a abertura anular entre o revestimento e o furo de poço era de 1 polegada e significativamente menor do que furos de poço convencionalmente perfurados, desse diâmetro. A densidade de fluido de perfuração era de 11,0 a 11,5 15 libras/galão (1.320 a 1.380 kg/m3). A viscosidade plástica do fluido de perfuração variou entre 14 e 19 cps (medido em um Reômetro Fann 35 a 50°C) e a leitura a 6 rpm era menor do que 4 unidades. Fluidos de perfuração com agentes pesados convencionais exigiriam um valor a 6 rpm >10
2 0 unidades Fann. A ECD do fluido pesado micronizado em uma taxa de fluxo de 400 a 430 galão/min (1.514,16 a 1.627,72 L) era 11,9 a 12,2 libras/galão (1.430 a 1.460 kg/m3) que era significativamente menor do que um fluido convencional de 12,8 a 12,9 libras/galão (1.530 a 1.549 kg/m3).
5 Uma segunda aplicação de perfuração com revestimento
também utilizou barita como o agente de ponderação que tinha um d90 <5 micrômetros. Nesse caso, o diâmetro externo do revestimento era de 7 3/4 polegadas com uma broca de perfuração de 9-7/8 polegadas. A densidade de fluido de 10 perfuração era de 14,2 libras/galão (1.705 kg/m3) e a viscosidade plástica era de 12 a 19 cps (medida em um Reômetro Fann 35 a 50 °C) e a leitura a 6 rpm era menor do que 4 unidades.
Vantajosamente, as modalidades da presente revelação 15 fornecem um ou mais dos que se seguem: risco reduzido de assentamento ou deformação de agente pesado; capacidade aperfeiçoada de formular fluidos finos; controle aperfeiçoado de ECD; desempenho aperfeiçoado de ferramenta de fundo de poço; qualidade aperfeiçoada de trabalho de 20 cimento. Na perfuração com revestimento, a redução em espaço anular leva, genericamente a ECD aumentada. Os fluidos da presente revelação podem possuir propriedades reolôgicas de tal modo que aumentos em viscosidade (e desse modo ECD) podem ser minimizados enquanto também permite 25 redução em deformação e assentamento de partículas. Além disso, pelo controle de ECD, pressões de fundo de poço, e desse modo estabilidade de furo de poço, podem estar controladas, e o torque, o arrasto, e o risco de aderência diferencial podem ser reduzidos.
3 0 Embora a invenção tenha sido descrita com relação a um número limitado de modalidades, aqueles versados na técnica, com o benefício dessa revelação, reconhecerão que outras modalidades podem ser idealizadas que não se afastam do escopo da invenção como revelado aqui. Por conseguinte, 5 o escopo da invenção deve ser limitado somente pelas reivindicações em anexo.
Claims (21)
1. Método de perfurar um furo subterrâneo, caracterizado por compreender: misturar um fluido de base e um agente de ponderação micronizado tendo um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 0 micrômetros para formar um fluido de furo de poço; fornecer uma montagem de perfuração compreendendo: um revestimento como pelo menos uma porção de uma coluna de perfuração; e uma broca de perfuração fixada na extremidade distai da coluna de perfuração; e perfurar o furo subterrâneo com a montagem de perfuração utilizando o fluido de furo de poço.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado é pelo menos um selecionado entre barita, carbonato de cálcio, dolomita, ilmenita, hematita, olivina, siderita, hausmannita e sulfato de estrôncio.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado compreende um revestimento sobre o mesmo.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o dispersante compreende pelo menos um selecionado entre ácido oléico, ácidos graxos polibásicos, ácidos sulfônicos de alquil benzeno, ácidos sulfônicos de alcano, ácidos sulfônicos de alfa olefinas lineares, sais de metal alcalino terroso dos mesmos, e fosfolipídios.
5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o dispersante compreende ésteres de poliacrilato.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o éster de poliacrilato é pelo menos um selecionado de polímeros de metacrilato de estearila, butilacrilato e ácido acrílico.
7. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado compreende partículas coloidais tendo um revestimento nas mesmas.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado tem um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 10 micrômetros.
9. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado tem um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 micrômetros.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de base compreende pelo menos um de um fluido oleoso e um fluido não oleoso.
11. Método de perfurar um furo subterrâneo, caracterizado por compreender: misturar um fluido oleoso, um fluido não oleoso, e um agente de ponderação micronizado tendo um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 0 micrômetros para formar um fluido de perfuração de emulsão inversa; fornecer uma montagem de perfuração compreendendo: um revestimento como pelo menos uma porção de uma coluna de perfuração; e uma broca de perfuração fixada na extremidade distai da coluna de perfuração; e perfurar o furo subterrâneo com a montagem de perfuração utilizando o fluido de perfuração de emulsão inversa.
12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o fluido oleoso é selecionado do grupo que consiste em óleo diesel, óleo mineral, óleo sintético como poliolefinas ou poliolefinas isomerizadas, óleos de éster, glicerídeos de ácidos graxos, ésteres alifáticos, éteres alifáticos, acetais alifáticos e combinações dos mesmos.
13. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o fluido não oleoso é selecionado do grupo que consiste em água doce, água do mar, salmoura contendo sais inorgânicos ou orgânicos dissolvidos, soluções aquosas contendo compostos orgânicos miscíveis em água e combinações dos mesmos.
14. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado é pelo menos um selecionado de barita, carbonato de cálcio, dolomita, ilmenita, hematita, olivina, siderita, hausmannita e sulfato de estrôncio.
15. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado tem um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 10 micrômetros.
16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado tem um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 micrômetros.
17. Método de perfurar um furo subterrâneo, caracterizado por compreender: misturar um fluido aquoso e um agente de ponderação micronizado tendo um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 0 micrômetros para formar um fluido de furo de poço à base de água; fornecer uma montagem de perfuração compreendendo: um revestimento como pelo menos uma porção de uma coluna de perfuração; e uma broca de perfuração fixada na extremidade distai da coluna de perfuração; e perfurar o furo subterrâneo com a montagem de perfuração utilizando o fluido de furo de poço à base de água.
18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o fluido aquoso é selecionado do grupo que consiste em pelo menos um entre água doce, água do mar, salmoura, misturas de água e compostos orgânicos solúveis em água e misturas dos mesmos.
19. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado é pelo menos um selecionado de barita, carbonato de cálcio, dolomita, ilmenita, hematita, olivina, siderita, hausmannita e sulfato de estrôncio.
20. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado tem um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 10 micrômetros.
21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que o agente de ponderação micronizado tem um tamanho de partícula d90 menor do que aproximadamente 5 micrômetros.
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