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WO2020079666A1 - Sistema espumado base agua para perforar zonas con baja presión y alta temperatura - Google Patents

Sistema espumado base agua para perforar zonas con baja presión y alta temperatura Download PDF

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Publication number
WO2020079666A1
WO2020079666A1 PCT/IB2019/058919 IB2019058919W WO2020079666A1 WO 2020079666 A1 WO2020079666 A1 WO 2020079666A1 IB 2019058919 W IB2019058919 W IB 2019058919W WO 2020079666 A1 WO2020079666 A1 WO 2020079666A1
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WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fluid
agent
water
gas
composition according
Prior art date
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Ceased
Application number
PCT/IB2019/058919
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English (en)
French (fr)
Inventor
Gustavo Javier GARCÍA MÉNDEZ
Gustavo REGALADO ALVARADO
Martin Reyes Bautista
Noé TÉLLEZ REYES
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Pro Fluidos SA de CV
Original Assignee
Pro Fluidos SA de CV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
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Priority to US17/286,345 priority patent/US12187957B2/en
Publication of WO2020079666A1 publication Critical patent/WO2020079666A1/es
Priority to CONC2021/0004921A priority patent/CO2021004921A2/es
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating

Definitions

  • the present invention relates to a composition for water-based foamed fluid and water-based foamed fluid with high thermal stability for drilling depressed or low-pressure areas in oil and gas wells. Also, the present invention relates to the system, the method of preparing the composition for fluid, the method of preparing the fluid and application of the composition and fluid in a water-based foamed fluid system with high thermal stability for drilling depressed or low pressure areas in oil and gas wells.
  • bentonite fluid with densities of 1.02 to 1.05 g / cm 3
  • polymeric bentonite fluid with densities of 1.02 to 1.
  • low density polymeric fluids with densities from 0.86 to 0.98 g / cm 3 80% diesel and 20% water
  • viscous bumps of bentonite mud blind drilling
  • seawater based fluids with rubber Xanthan silicates and maximum load lubricants with densities from 1.05 to 1.07 g / cm 3
  • oil-based aerated or nitrogenous fluids are currently being used today that use diesel oil and other additives that impart certain suspending properties but do not use blowing agents to prevent Immediate separation of the gas when the circulation is suspended, this generates great losses of oil-based mud towards the formation, causing the drilling costs to increase considerably.
  • Cisoka patent application CN103320105 A discloses a recyclable microbubble drilling fluid containing a base sludge containing bentonite and sodium carbonate, and a treatment agent containing a foaming agent, a foam stabilizer, a foam enhancer, a filtering reducer, and an inhibitor and flow pattern modifier, however, said document neither discloses nor suggests the compositions for water-based foamed fluid and water-based foamed fluids with high thermal stability, under the characteristics and components disclosed in the present invention .
  • the present invention refers to a composition for water-based foamed fluid with high thermal stability (greater than 180 ° C), for drilling depressed areas in oil and gas wells, comprising: i) a base fluid or drilling water consisting of fresh water; ii) a stabilizing agent; ii) a viscosifying agent; iv) a filtering reducing agent; v) a clay inhibiting agent; vi) an alkalizing agent and acid gas sequestering agent; vii) a thermal stabilizing agent; and viii) a foaming agent.
  • Another embodiment of the present invention refers to a water-based foamed fluid with high thermal stability (greater than 180 ° C), for drilling depressed areas in oil and gas wells, comprising: I) the composition for base-foamed fluid water described above; and II) gas bubbles that are occluded in said fluid.
  • the water-based foamed fluid with high thermal stability comprises: i) a base fluid or drilling water consisting of fresh water; ii) a stabilizing agent; ⁇ I) a viscosifying agent; iv) a filtering reducing agent; v) a clay inhibiting agent; vi) an alkalizing agent and acid gas sequestering agent; vii) a thermal stabilizing agent; viii) a foaming agent; and ix) bubbles of gas occluded in said fluid.
  • Another embodiment of the present invention refers to a process for preparing a composition for water-based foamed fluid with high thermal stability (greater than 180 ° C), for drilling depressed areas in oil and gas wells, comprising said process stages of:
  • step b) to the mixture obtained in step a), add the viscosifying agent and shake for at least 10 minutes or the time necessary to achieve its integration;
  • step c) to the mixture obtained in step b), add the filtering reducing agent and stir for at least 20 minutes or the time necessary to achieve its integration;
  • step d) to the mixture obtained in step c), add the shales inhibiting agent and shake for at least 10 minutes or the time necessary to achieve its complete integration; e) to the mixture obtained in step d), add the alkalizing agent and acid gas sequestrant and stir for approximately 10 minutes;
  • step f) to the mixture obtained in step e), add the thermal stabilizer and shake for at least 20 minutes or the time necessary to achieve its integration;
  • step f add the foaming agent and stir for at least 10 minutes;
  • Still another embodiment of the present invention refers to a process for preparing a water-based foamed fluid with high thermal stability (greater than 180 ° C), for drilling depressed areas in oil and gas wells, said process comprising the steps of:
  • A) in a suitable container collect the high thermal stability (greater than 180 ° C) water-based foamed fluid composition of the present invention; B) subtracting the water-based foamed fluid composition from step A), and combining or mixing it with an appropriate gas;
  • step C) passing the mixture from step B) through a foam generator or foamer, to obtain said water-based foamed fluid with high thermal stability.
  • Still another embodiment of the present invention relates to a water-based foamed fluid system with high thermal stability for drilling depressed or low-pressure areas in oil and gas wells, where a composition for fluid or base fluid (without gas occluded) is prepared in mixing dams and is contained in a suction tank, then it is circulated with a slurry pump through a circulatory circuit where a gas is injected.
  • the gas can be air, membrane nitrogen, or cryogenic nitrogen, among others, which passes through a pressure intensifier (booster) and is injected into the circulatory circuit through a pipe to mix with the base mud.
  • the base fluid-gas mixture is passed through a foam generator, which passes through a standpipe, a drill string, and an auger to return through an annular gap.
  • the well in which it is operated is kept under pressure and the fluid leaves the well through a rotary head to be sent to a choke and later to a gas-mud separator, where part of the gas is separated from the foam, and the Drill cuttings-foamed fluid mixture is sent to a solids control equipment, where the drill cuttings are separated and the base mud is sent back to the mixing dams, to be pumped again into the well previously passing through the foam generator and injecting the necessary amount of gas to reduce the density to the required values, and close the circulatory circuit.
  • the present invention provides a foamed water-based fluid and fluid composition that is stable, with half-lives greater than 20 minutes and up to 6 hours, or longer, that has the ability to accommodate and retain a gas, forming a stable foam under the effects of bottom pressures and temperatures up to 180 ° C or more.
  • Said foamed water-based fluid prevents it from destabilizing the walls of the well during use in drilling depressed areas and likewise prevents it from interacting with the formation, hydrating it or causing its dispersion.
  • the system and fluid of the present invention resists the contamination of congenital water flows from the formation, invasion of crude oil, drilling cuttings and acid gases (CO2 and H2S), among others.
  • system and fluid of the present invention controls and / or reduces the circulation losses that occur when drilling high permeability areas, areas with cracks and / or natural fractures, thereby avoiding damage to the production formation. This is due to the low pressure of the hydrostatic column, the high half-life time and the high rheology and / or consistency of the foam.
  • Figure 1 Diagram of the Circulatory System for drilling under balance with a water-based fluid foamed with nitrogen injection and foam generator, according to the present invention.
  • Figure 2 Graph of the percentage of Linear Swelling with respect to the time measured in hours, for Formulation 2, Base Fluid with 15 L / m 3 of foaming agent (HT Foamed Water Base System) in comparison against Drilling Water.
  • foaming agent HT Foamed Water Base System
  • the composition for foamed water-based fluid object of the present invention is mainly constituted by a base fluid (fresh water), a foaming agent, a foam stabilizer, a viscosifying agent, a filtering reducing agent, a shale inhibiting agent ( clays) and an agent to provide stability and thermal resistance to foam.
  • the water-based foamed fluid with high thermal stability for drilling depressed areas in oil and gas wells
  • the object of the present invention consists mainly of a base fluid or drilling water , a stabilizing agent, a viscosifying agent, a filtering reducing agent, an inhibitor agent for shales (clays), an alkalizing and sequestering agent for acid gases, a thermal stabilizing agent, a foaming agent and gas bubbles occluded in the fluid.
  • the combination of the foaming agent with the thermal stabilizer provides thermal stability to the foamed water-based fluid of up to 180 ° C, with a half-life of 1 1 hours or more. This feature ensures that the fluid will remain stable inside the hole, under the effects of pressure and temperatures of up to 180 ° C for long periods of time, thus avoiding the classic problems of packing, string entrapment, sprouts and / or loss of circulation caused by the decrease in consistency (lack of stability) suffered by conventional foaming fluids that have short half-life times (less than 20 minutes).
  • the fluid or base fluid composition (without occluded gas) of the present invention is circulated with a pump sludge (1) through a circulatory circuit where a gas is injected.
  • the gas can be air generated by means of compressors (18), membrane nitrogen (9), cryogenic nitrogen, among others, which passes through a booster (10) and is injected into the circulatory circuit by pipeline medium (3) to mix with the base mud in pipeline (4).
  • the base fluid-gas mixture is passed through a foam generator (2), which passes through a vertical pipe (5), a drill string (6) and an auger (14) to return through an annular space (7).
  • the well is kept under pressure and the fluid leaves the well through a rotating head (11) to be sent to a choke (16) and later to a gas-mud separator (12), where part of the gas is separated from the Foam and the drilling cuttings-foamed fluid mixture are sent to a solids control equipment (13) where the drilling cuttings are separated and the base mud is sent to the mixing dams (15) to be pumped again. It is inside the well, where previously the necessary amount of gas is injected to reduce the density to the required values and it goes through the foam generator to close the circulatory circuit.
  • the present invention relates to a water-based foamed fluid system with thermal stability greater than 180 ° C for drilling depressed areas in oil and gas wells, where the fluid composition according to any of claims 1 to 14, is prepared in mixing dams (15) to form a base sludge, which is contained in a suction tank (17), it is subsequently circulated with a sludge pump (1) through a circulatory circuit where a gas is injected, which previously passes through a pressure intensifier (10) and is injected into the circulatory circuit by From a first pipe (3) to mix with the base mud in a second pipe (4), the base mud-gas mixture is passed through a foam generator (2) to form a foamed fluid which enters a well drill through a vertical pipe (5), a drill string (6) and an auger (14), to later return it through an annular space (7) and extract it from the well through a rotary head (1 1) , then the outgoing fluid is sent to a choke (16) and subsequently to a gas-mud separator (12
  • the stabilizing agent is preferably used in an amount of 15 to 40 kg for each m 3 of the composition for fluid or foamed water-based fluid, and is selected from the group of clays such as treated or untreated montmorillonites, smectite, hectorite, saponite, beidelite or stevensite; and more specifically of the type of treated and / or untreated montmorillonites.
  • the viscosifying agent is preferably used in an amount of 2 to 10 kg for every m 3 of the composition for foamed fluid or water-based fluid, and is a polymer whose average molecular weight is close to 2 x 10 6 g / mol, which it comprises at least one member selected from the group of natural xanthan gum polysaccharides, guar gum, or polysaccharides from the cellulose group, such as carboxymethyl cellulose, polyanionic cellulose, or its mixtures and more preferably the polymer is selected from the group of Xantomonas gums which are manufactured by fermentation of carbohydrates with generic Xantomonas bacteria, which may be one or more from the group of Xantomonas phaseoli, Xantomonas mulvacearn, Xantomonas campestris, Xantomonas carotoe and Xantomonas translucean.
  • the gum produced by Xantomona campestri is preferred for the purpose
  • the filtering reducing agent is preferably used in an amount of 6 to 15 kg for each m 3 of the composition for foamed fluid or water-based fluid, and is a copolymer whose average molecular weight is from 2x10 6 to 4x10 6 g / mole from the group of polyacrylamides, comprising at least one member selected from the group of acrylamides, N-substituted acrylamides, methacrylamides, N-substituted methacrylamides, acrylates, methacrylates, N-vinylamides, N-allyl amides, vinyl alcohol, vinyl ethers, vinyl esters, allyl alcohol, allyl ethers, allyl esters, vinyl imidazole, alill imidazole, and any combination of any of the above.
  • the shale inhibiting agent is preferably used in an amount of 4 to 15 kg for every m 3 of the composition for fluid or foamed water-based fluid, and can be selected from the group of inhibitors derived from acrylonitrile, which can be a mixture of polyacrylates with polyacrylamides, with a molecular weight ranging from 1x10 6 to 15x10 6 g / mol, quaternary amines derived from fatty acids, potassium chloride and their mixtures and more preferably, the preferred inhibitor of the invention is a mixture of poly acrylates and poly acrylamides with an average molecular weight of 1 x 10 6 to 15 x 10 6 g / mol.
  • the acid gas sequestering and alkalizing agent is preferably used in an amount of 2 to 10 L per m 3 of the foamed water-based fluid or fluid composition, and is an alkanolamine or alkylamine, comprising at least one selected member from the group of mono-ethanolamine, diethanolamine, 1-amino-2-propanol, ethylenediamine, 1,2-diamino-propane, diethylenetriamine, triethylenetriamine and tetraethylenepentamine; and more specifically amines derived from mono, di, or tri-alcohols.
  • the thermal stabilizing agent is preferably used in an amount of 15 to 20 kg for every m 3 of the composition for fluid or foamed water-based fluid, and it is a polymer that has an average molecular weight in the range of 8 x 10 6 at 14 x 10 6 g / mol, and can be selected from the group of poly-di-allyl-dimethyl-ammonium chloride, from the polymer derived from the alkali metal salt of 2-acrylamido-2-methyl-propane sulfonic acid or from polyvinylpyrrolidone or mixtures thereof.
  • the foaming agent is preferably used in an amount of 10 to 25 L per m 3 of the composition for foamed fluid or water-based fluid, and may be selected from the group of primary alcohols or ethoxylated secondary alcohols with a range of 5 to 9.5 moles of ethylene oxide and ethoxylated fatty acids with a range of 2 to 10 moles of ethylene oxide, and more preferably the type of foaming agent used in the present invention is manufactured from mixtures of saturated fatty acids of the alkyl group of 10 to 14 carbon atoms with a range of 2 to 8 moles of ethylene oxide.
  • the base fluid fresh water or Drilling Water is used in an amount of 900 to 1,000 L for each m 3 of the composition for foamed fluid or water base fluid, and preferably in an amount of 960 L.
  • the appropriate gas used in the present invention to generate bubbles can be selected from the group consisting of: air, cryogenic nitrogen, membrane nitrogen, carbon dioxide, or any other gas known in the state of the art that is suitable for this In other words, it is inert to the fluid and capable of generating foam in the fluid.
  • the present invention relates to a process for preparing a water-based foamed fluid composition with high thermal stability for drilling depressed or low-pressure areas in oil and gas wells.
  • a typical formulation and order of addition of materials that make up said formulation of the System object of the invention, is summarized in Table 1.
  • the process of preparing the composition for water-based foamed fluid with high thermal stability for drilling depressed areas comprises the following steps: a) In a suitable container containing the Drilling Water, add the Stabilizing Agent and shake for at least 20 minutes or the time necessary to achieve hydration;
  • step b) To the mixture obtained in step a), add the Viscosifying Agent and shake for at least 10 minutes or the time necessary to achieve its integration.
  • step b) To the mixture obtained in step b), add the Filtering Reducing Agent and shake for at least 20 minutes or the time necessary to achieve its integration.
  • step d) To the mixture obtained in step c), add the Shale Inhibiting Agent and shake for at least 10 minutes or the time necessary to achieve its integration.
  • step d To the mixture obtained in step d), add the Alkalizing Agent and Acid Gas Sequestrant and stir for approximately 10 minutes.
  • step f) To the mixture obtained in step e), add the Thermal Stabilizer and shake for at least 20 minutes or the time necessary to achieve its integration.
  • step f To the mixture obtained in step f), add the Foaming Agent and stir for at least 10 minutes.
  • stirring time can be modified according to the stirring efficiency available at the job site.
  • the process for preparing the water-based foamed fluid with high thermal stability for drilling depressed areas comprises the following steps:
  • A) in a suitable container collect the composition for water-based foamed fluid with high thermal stability
  • step B) subtracting the water-based foamed fluid composition from step A), and combining or mixing it with an appropriate gas;
  • step C) passing the mixture from step B) through a foam generator or foamer, to obtain said water-based foamed fluid with high thermal stability.
  • compositions for fluid and foamed water-based fluid of the present invention were made to illustrate the preparation of the compositions and fluids of the system object of the invention, as well as the behavior of said system increasing and reducing the concentration of foaming agent. . Additionally, tests of thermal stability, rheological behavior and liquid phase drainage were carried out, subjecting the compositions of the present invention to different temperatures and to the action of the most common contaminants found when drilling depressed areas.
  • Thermal stability tests were carried out by means of an aging test at temperature for a certain time, using stainless steel cells of 500 cm 3 capacity and pressurizing with an inert gas (nitrogen) at 200 psig using as heating medium a 6 rollers rolling oven enabled with temperature controller with PID (Proportional Integral Differential) control mode.
  • inert gas nitrogen
  • PID Proportional Integral Differential
  • Foam stability (half-life or drain time) was determined by emptying a volume of HT-foamed water-base fluid into a cylinder of 100, 250, or 500 cm 3 of capacity and measuring the amount of liquid phase separated at the bottom of the cylinder for a certain time.
  • the contamination tests were carried out by adding a certain amount of the contaminant to the HT foamed water-based fluid and measuring the rheological and drainage properties before and after subjecting them to an aging process at different temperatures.
  • concentrations of pollutants used were as follows:
  • Salt water saturated NaCI brine
  • Carbon dioxide (CO2) 200 psig in cell rolar 500 cm 3
  • the density value reported in laboratory tests is that obtained through the agitation process where the air is occluded due to the shape of the propeller and the speed with which the fluid is agitated, this value can be modified depending on the amount of gas (nitrogen, air, or others) that is injected into the mixture through the propeller of the Hamilton Beach agitator (in the case of the preparation of the HT foam system at the job site, the foam is formed when mixing the gas and the base sludge containing the foaming agent and passing them through the foam generator).
  • gas nitrogen, air, or others
  • the density reported in the examples was obtained at room temperature and atmospheric pressure by weighing a volume of 100 cm 3 of the foamed water-based inhibited polymeric fluid, using a granataria balance approximating 0.1 g and a 100 cm 3 test piece.
  • the volume of the foam sample for the half-life test (drained) was 500 cm 3 .
  • Formulation 1 Base Fluid with 10 L / m 3 of foaming agent.
  • Formulation 2 Base Fluid with 15 L / m 3 of foaming agent.
  • Formulation 3 Base Fluid with 20 L / m 3 of foaming agent.
  • Figure 2 illustrates the percentage of Linear Swelling with respect to time measured in hours, for Formulation 2, that is, for the formulation of Base Fluid with 15 L / m 3 of foaming agent (HT Foamed Water Base System) and for Drilling Water.
  • foaming agent HT Foamed Water Base System
  • Foamed fluid the order of addition, the additive concentrations, the stirring times and the stirring speed are listed in the following table:
  • Stabilizing Agent Bentonite, for formulations 1 to 3,
  • Shale Inhibiting Agent 1 Mixture of polyacrylates and polyacrylamides for formulations 1 to 3,
  • Alkalizing Agent 1 MEA for formulations 1 to 3,
  • Thermal Stabilizer Dlallldlmetllamonlo polychloride for formulations 1 to 3.
  • Density Obtained at room temperature and atmospheric pressure by weighing a volume of 100 cm 3 of the foamed water-based inhibited polymeric fluid, using a granatary balance approximating 0.1 g and a 100 cm 3 test piece, as detailed above.
  • Rheological properties Measuring the L600, L300, L6 and L3 in a concentric cylinder rotational viscometer at a temperature of 50 ° C and determining the parameters of the Bingham Plastics rheological model (Plastic viscosity and yield point).
  • Filter Loss Measuring the volume of foamed fluid that filters, over a period of 30 minutes, through a filter paper with permeability of 2 darcys (using a low pressure API cell).
  • CO 2 Contamination The foamed fluid is pressurized with 150 psi CO2 and subjected to a rolling process at a temperature of 150 or 180 ° C for 6 hours. After rolling the samples must be analyzed for density, rheology and loss of filtration, as detailed above.
  • the foamed fluid is contaminated with 5% vol. of a sodium chloride brine (40 g / 100 mL) and analyzed, before and after rolling at 150 or 180 ° C for 18 hours, for density, rheology and loss of filtrate as detailed above.
  • the System Subject of the Invention demonstrates greater foam stability than typical Ultralight Systems, having a half-life of greater than 10 hours, as shown in Table 3.2.
  • the System Subject of the Invention demonstrates greater thermal stability after being rolled at 180 ° C for 6 hours than typical Ultralight Systems after being rolled at 150 ° C for 6 hours, by maintaining acceptable rheological values and lower filtered volume, as appreciated in Table 3.3.
  • the System Subject of the Invention demonstrates resistance to Contamination with Brine after rolling at 180 ° C for 6 hours, compared to typical Ultralight Systems after rolling at 150 ° C for 6 hours, by maintaining acceptable rheological values and lower filtered volume. , as shown in Table 3.4.
  • the System Subject of the Invention demonstrates resistance to CO 2 Contamination after rolling at 180 ° C for 6 hours, compared to typical Ultralight Systems after rolling at 150 ° C for 6 hours, by maintaining acceptable rheological values and lower volume. filtering, as shown in Table 3.5.
  • the System Subject of the Invention demonstrates excellent performance in its properties before and after rolling at 180 ° C. It has greater foam stability than typical Ultralight Systems, thermal stability and resistance to contaminants at 180 ° C.
  • foamed fluid formulations are evaluated before and after rolling at 180 ° C.
  • Base fluid is prepared, the order of addition, the quantity, stirring time and stirring speed are listed in the following table:
  • Stabilizing Agent Bentonite, for formulations from A to F
  • Viscosifying Agent 1 Xanthan Gum for formulations A, B, E and F
  • Viscosifying Agent 2 Polyanionic Cellulose for formulation B
  • Shale Inhibitor 1 KCI for formulations, A, C and E
  • Shale Inhibitor 2 Mixture of Polyacrylates and Polyacrylates for formulations B, C, D and F
  • Alkalinizing 1 MEA for formulations A to F
  • Thermal Stabilizer Dlallldlmetllamonlo polychloride for formulations from A to F.
  • the System Subject of the Invention demonstrates good foam stability compared to freshly prepared foamed systems with different shale inhibitor additives, viscosifiers and thermal stabilizers, having a drainage time of more than 10 hours; and demonstrates better rheological behavior and filter control compared to freshly prepared foamed systems, as shown in Table 4.2.
  • the System Subject of the Invention demonstrates greater thermal stability after rolling at 180 ° C for 6 hours than Foamed Systems prepared with different shale inhibiting additives, viscosifiers and thermal stabilizers after rolling at 180 ° C for 6 hours, by maintaining values acceptable rheologicals and less filtering, as shown in Table 4.3.
  • the System Subject of the Invention demonstrates excellent performance in its properties before and after rolling at 180 ° C. It has foam stability similar to Foamed Systems prepared with different shale inhibitor additives, viscosifiers and thermal stabilizers, and better thermal stability, better rheological values and better filtration control after rolling at 180 ° C.
  • Stabilizing Agent Bentonite, for formulations 0 to 2,
  • Viscosifying Agent Xanthan Gum for formulations 0 to 2
  • Shale Inhibitor Mixture of polyacrylates and polyacrylamides for formulations 0 to 2
  • Alcallnlzante MEA for formulations 0 to 2
  • Tables 5.1 to 5.7 show the results of the tests using different blowing agents.
  • A.R.” refers to “Before Rolling”
  • D.R.” refers to "After Rolling for 6 hours at 180 ° C”.
  • Table 5.3 Test Results of the System prepared with formulation 2.
  • Table 5.4 Test Results of the Thermal Effect in the System formulated with different foaming agents before and after rolling for 6 hours at 180 ° C.
  • API filtering is similar in all cases, with values of the order of 6.2 to 7.2 cm 3 before and after rolling, which is considered satisfactory.
  • the half-life time of the 3 newly prepared formulations is 10 hours or more in all cases, which is considered satisfactory.
  • the system formulated with alternate foaming agent 1 does not have a good rheological performance contaminated with CO2 after rolling for 6 hours at 180 ° C, since it presents Pe values after rolling of the order of 2 lb / 100 ft 2 , which indicates system damage by the pollutant.
  • the system formulated with alternate foaming agent 2 has a good rheological performance after rolling for 6 hours at 180 ° C.
  • API filtering is similar in all cases, with values of the order of 7.4 to 7.8 cm 3 before and after rolling, which is considered satisfactory.
  • the system formulated with alternate foaming agent 1 does not have a good rheological performance contaminated with brine after rolling for 6 hours at 180 ° C, since it presents values of Vp of the order of 22 cP and values of Pe after rolling of the order of 11 lb / 100 ft 2 , indicating contamination of the system by the contaminant.
  • the system formulated with alternate foaming agent 2 does not have a good rheological performance contaminated with brine after rolling for 6 hours at 180 ° C, since it presents values of Vp of the order of 27 cP and values of Pe after rolling of the order of 31 lb / 100 ft 2 , indicating contamination of the system by the contaminant.
  • API filtering of the system formulated with the alternative sparkling wines 1 and 2 are slightly high after rolling, with values of 9 and 16.6 cm 3 respectively.
  • the system formulated with alternate foaming agent 1 does not have a good rheological performance contaminated with crude oil after rolling for 6 hours at 180 ° C, since It presents values of Vp of the order of 26 cP and values of Pe after rolling of the order of 8 lb / 100 ft 2 , which indicates the system is affected by the contaminant.
  • the system formulated with alternate foaming agent 2 has a crude contaminated rheological performance after rolling for 6 hours at 180 ° C similar to the system formulated with foaming agent object of the invention.
  • API filtering is similar in all cases, with values of the order of 5.0 to 6.0 cm 3 before and after rolling, which is considered satisfactory.
  • the system formulated with alternate foaming agent 1 is the one that offers the least satisfactory results in terms of rheological behavior and resistance to contamination after rolling.
  • the system formulated with alternate foaming agent 2 has lower thermal stability and poor tolerance to brine contamination.
  • the system formulated with the foaming object of the invention has greater thermal stability at 180 ° C and better resistance to contaminants than systems formulated with other foaming agents.

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Abstract

La presente invención se refiere a una composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende: i) un fluido base que consiste de agua dulce; ii) un agente estabilizador; iii) un agente viscosificante; iv) un agente reductor de filtrado; v) un agente inhibidor de arcillas; vi) un agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos; vii) un agente estabilizador térmico; y viii) un agente espumante. Asimismo, la presente invención se relaciona con un sistema que emplea dicha composición para fluido y fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica, el método de preparación de la composición para fluido, el método de preparación del fluido y aplicación de la composición y fluido en un sistema de fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas o con baja presión en pozos petroleros y de gas.

Description

SISTEMA ESPUMADO BASE AGUA PARA PERFORAR ZONAS CON BAJA PRESIÓN
Y ALTA TEMPERATURA
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se relaciona con una composición para fluido espumado base agua y fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas o con baja presión en pozos petroleros y de gas. Asimismo, la presente invención se relaciona con el sistema, el método de preparación de la composición para fluido, el método de preparación del fluido y aplicación de la composición y fluido en un sistema de fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas o con baja presión en pozos petroleros y de gas.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Los tipos de fluidos más comúnmente utilizados hasta hoy en día para la perforación de pozos depresionados o con bajos gradientes de fractura son los siguientes: fluido bentonítico con densidades de 1.02 a 1.05 g/cm3, fluido bentonítico polimérico con densidades de 1.02 a 1 .05 g/cm3, fluidos poliméricos de baja densidad con densidades de 0.86 a 0.98 g/cm3 (80% diésel y 20% agua), baches viscosos de lodo bentonítico (perforación ciega), fluidos a base de agua de mar con goma Xantana, silicatos y lubricantes de carga máxima con densidades de 1 .05 a 1 .07 g/cm3 y fluidos ultraligeros a base de agua, agente alcalinizante, bentonita, reductor de filtrado, estabilizador térmico, inhibidor de arcillas y un agente espumante con densidades de 0.80 a 0.30 g/cm3 ; todos ellos presentando una estabilidad térmica de 150 °C.
A este respecto, existe en el estado de la técnica el empleo de fluidos ultraligeros base agua espumados, formulados con inyección de nitrógeno con densidades de <1 .0 a 0.2 g/cm3, sin embargo, la estabilidad térmica está limitada hasta una temperatura de 150 °C. No obstante, en la actualidad se presentan pozos con zonas depresionadas con temperaturas de hasta 180 °C, lo cual se vuelve un problema para perforar con fluidos ultraligeros espumados que presentan estabilidades térmicas iguales o menores a 150 °C.
Adicionalmente, hoy en día se están utilizando fluidos aireados o nitrogenados 100% base aceite que utilizan aceite diésel y otros aditivos que imparten ciertas propiedades de suspensión pero que no utilizan agentes espumantes para evitar la separación inmediata del gas cuando se suspende la circulación, esto genera grandes pérdidas de lodo base aceite hacia la formación provocando que los costos de perforación se incrementen de manera considerable.
La solicitud internacional de patente WO2014/209485 A1 divulga copolímeros reticulados a alta temperatura y alta presión (HTHP), a base de agua y/o no HTHP para aplicaciones de petróleo y gas que consisten en (i) un polímero reticulado lineal de poli(vinil amida/ácido carboxílico polimerizable), que tiene una composición, en peso de 25-75 % en peso de un monómero de vinil amida, y de 25-75 % en peso de un monómero de ácido carboxílico polimerizable; y (ii) un agente de reticulación en una cantidad de 0.01 a 5% basado en el peso de monómeros totales, sin embargo, dicho documento no divulga ni sugiere las composiciones para fluido espumado base agua y fluidos espumados base agua con alta estabilidad térmica, bajo las características y componentes divulgados en la presente invención.
La solicitud de patente china CN103320105 A divulga un fluido de perforación de microburbujas reciclable que contiene un lodo base que contiene bentonita y carbonato de sodio, y un agente de tratamiento que contiene un agente espumante, un estabilizador de espuma, un potenciador de espuma, un reductor de filtrado, y un inhibidor y modificador del patrón de flujo, sin embargo, dicho documento tampoco divulga ni sugiere las composiciones para fluido espumado base agua y fluidos espumados base agua con alta estabilidad térmica, bajo las características y componentes divulgados en la presente invención.
Así pues, se hace necesario disponer de un sistema de fluido espumado que permita perforar las zonas depresionadas y que mantengan su estabilidad a temperaturas del orden de 180°C sin incurrir en grandes pérdidas de fluido hacia la formación, las cuales dañan la formación productora y se incrementa de manera notable los costos de los fluidos.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a una composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica (mayor a 180 °C), para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende: i) un fluido base o agua de perforación que consiste de agua dulce; ii) un agente estabilizador; i¡¡) un agente viscosificante; iv) un agente reductor de filtrado; v) un agente inhibidor de arcillas; vi) un agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos; vii) un agente estabilizador térmico; y viii) un agente espumante. Otra modalidad de la presente invención se refiere a un fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica (mayor a 180 °C), para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende: I) la composición para fluido espumado base agua descrita anteriormente; y II) burbujas de gas que son ocluidas en dicho fluido. De manera específica el fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica comprende: i) un fluido base o agua de perforación que consiste de agua dulce; ii) un agente estabilizador; ¡¡i) un agente viscosificante; iv) un agente reductor de filtrado; v) un agente inhibidor de arcillas; vi) un agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos; vii) un agente estabilizador térmico; viii) un agente espumante; y ix) burbujas de gas ocluido en dicho fluido.
Otra modalidad de la presente invención se refiere a un proceso para preparar una composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica (mayor a 180 °C), para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende dicho proceso las etapas de:
a) en un recipiente adecuado que contiene el agua de perforación, adicionar el agente estabilizador y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su hidratación;
b) a la mezcla obtenida en la etapa a), adicionar el agente viscosificante y agitar por al menos 10 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración;
c) a la mezcla obtenida en la etapa b), adicionar el agente reductor de filtrado y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración;
d) a la mezcla obtenida en la etapa c), adicionar el agente inhibidor de lutitas y agitar por al menos 10 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración completa; e) a la mezcla obtenida en la etapa d), adicionar el alcalinizante y secuestrante de gases ácidos y agitar por aproximadamente 10 minutos;
f) a la mezcla obtenida en la etapa e), adicionar el estabilizador térmico y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración;
g) a la mezcla obtenida en la etapa f), adicionar el agente espumante y agitar por al menos 10 minutos;
Todavía otra modalidad de la presente invención se refiere a un proceso para preparar un fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica (mayor a 180 °C), para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende dicho proceso las etapas de:
A) en un recipiente adecuado colectar la composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica (mayor a 180 °C) de la presente invención; B) sustraer la composición para fluido espumado base agua de la etapa A), y combinarla o mezclarla con un gas apropiado;
C) hacer pasar la mezcla de la etapa B) a través de un generador de espuma o espumador, para obtener dicho fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica.
Otra modalidad más de la presente invención se refiere a un sistema de fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas o con baja presión en pozos petroleros y de gas, en donde una composición para fluido o fluido base (sin gas ocluido) es preparado en presas de mezclado y es contenido en un tanque de succión, posteriormente es circulado con una bomba de lodos a través de un circuito circulatorio en donde se inyecta un gas. El gas puede ser aire, nitrógeno de membrana, o nitrógeno criogénico, entre otros, el cual pasa a través de un intensificador de presión (booster) y se inyecta al circuito circulatorio por medio de una tubería para mezclarse con el lodo base. La mezcla fluido base-gas se hace pasar por un generador de espuma, la cual pasa a través de una tubería vertical, una sarta de perforación y una barrena para regresar por un espacio anular. El pozo en el que se actúa se mantiene represionado y el fluido sale del pozo a través de una cabeza rotatoria para ser enviado a un estrangulador y posteriormente a un separador gas-lodo, en donde se separa parte del gas de la espuma, y la mezcla de recortes de perforación- fluido espumado es enviada a un equipo de control de sólidos, en donde se separan los recortes de perforación y el lodo base se envía de nueva cuenta a las presas de mezclado, para ser bombeado de nueva cuenta al interior del pozo pasando previamente por el generador de espuma e inyectando la cantidad necesaria de gas para reducir la densidad a los valores requeridos, y cerrar el circuito circulatorio.
Modalidades adicionales de la presente invención, son representadas por los objetivos conseguidos a través del Sistema de la presente invención:
Objetivos del Sistema
La presente invención proporciona una composición para fluido y fluido base agua espumado que es estable, con tiempos de vida media superiores a 20 minutos y hasta 6 horas, o más, que tiene la capacidad de alojar un gas y retenerlo, formando una espuma estable bajo los efectos de las presiones y temperaturas de fondo de hasta 180 °C o más.
Dicho fluido base agua espumado evita que durante su uso en la perforación de zonas depresionadas desestabilice las paredes del pozo y de igual manera evita que interactúe con la formación, hidratándola o provocando su dispersión. El sistema y fluido de la presente invención resiste las contaminaciones de flujos de agua congénita de la formación, invasión de aceite crudo, recortes de perforación y gases ácidos (CO2 y H2S), entre otras.
Asimismo, en combinación con un gas, reduce su gravedad específica a valores del orden de 0.80 a 0.25 g/cm3 y adicionalmente posee buenas propiedades reológicas para permitir la limpieza del agujero con el fin de mejorar los avances de perforación, suspender los recortes ante cualquier situación de tiempos de espera y acarrear los recortes a superficie para su remoción.
Adicionalmente, el sistema y fluido de la presente invención, controla y/o reduce las pérdidas de circulación que se presentan al perforar zonas de alta permeabilidad, zonas con grietas y/o fracturas naturales, evitando con ello daños a la formación productora. Lo anterior en virtud de la baja presión de columna hidrostática, el alto tiempo de vida media y la alta reología y/o consistencia de la espuma.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Figura 1. Diagrama del Sistema Circulatorio para perforar bajo balance con un fluido base agua espumado con inyección de nitrógeno y generador de espuma, acorde con la presente invención.
Figura 2. Gráfico del porcentaje de Hinchamiento Lineal con respecto al tiempo medido en horas, para la Formulación 2, Fluido Base con 15 L/m3 de agente espumante (Sistema Base Agua Espumado HT) en forma comparativa contra Agua de Perforación.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
Una mejor comprensión de las características y ventajas de la invención será obtenida por referencia a la siguiente descripción detallada y figuras anexas, que describen las modalidades ilustrativas y preferidas de la invención. No obstante, la siguiente descripción detallada no deberá ser tomada para limitar indebidamente la presente invención, ya que algunas modificaciones y variaciones en las modalidades que aquí se discuten, podrán ser efectuadas por un técnico en la materia sin salir del espíritu o alcance de la presente invención.
La composición para fluido base agua espumado objeto de la presente invención se encuentra constituido principalmente por un fluido base (agua dulce), un agente espumante, un estabilizador de espuma, un agente viscosificante, un agente reductor de filtrado, un agente inhibidor de lutitas (arcillas) y un agente para proporcionar la estabilidad y la resistencia térmica a la espuma. Asimismo, el fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica (mayor a 180 °C), para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, también objeto de la presente invención, está constituido principalmente por un fluido base o agua de perforación, un agente estabilizador, un agente viscosificante, un agente reductor de filtrado, un agente inhibidor de lutitas (arcillas), un agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos, un agente estabilizador térmico, un agente espumante y burbujas de gas ocluido en el fluido.
La combinación del agente espumante con el estabilizador térmico, proporcionan la estabilidad térmica al fluido base agua espumado de hasta 180 °C, con un tiempo de vida media de 1 1 horas o mayor. Esta característica permite asegurar que el fluido continuará estable dentro del agujero, bajo los efectos de la presión y temperaturas de hasta 180 °C por largos periodos de tiempo, evitando con esto los problemas clásicos de empacamientos, atrapamientos de sarta, brotes y/o la perdida de circulación causada por la disminución de la consistencia (falta de estabilidad) que sufren los fluidos espumados convencionales que presentan tiempos de vida media cortos (menores de 20 minutos).
Como se observa en la Figura 1 , la composición para fluido o fluido base (sin gas ocluido) de la presente invención, preparado en las presas de mezclado (15) y contenido en el tanque de succión (17), es circulado con una bomba de lodos (1 ) a través de un circuito circulatorio en donde se inyecta un gas. El gas puede ser aire generado por medio de compresores (18), nitrógeno de membrana (9), nitrógeno criogénico, entre otros, el cual pasa a través de un intensificador de presión (booster) (10) y se inyecta al circuito circulatorio por medio de la tubería (3) para mezclarse con el lodo base en la tubería (4). La mezcla fluido base-gas se hace pasar por un generador de espuma (2), la cual pasa a través de una tubería vertical (5), una sarta de perforación (6) y una barrena (14) para regresar por un espacio anular (7). Se mantiene el pozo represionado y el fluido sale del pozo a través de una cabeza rotatoria (11 ) para ser enviado a un estrangulador (16) y posteriormente a un separador gas-lodo (12), en donde se separa parte del gas de la espuma y la mezcla de recortes de perforación-fluido espumado son enviados a un equipo de control de sólidos (13) en donde se separan los recortes de perforación y el lodo base se envía a las presas de mezclado (15) para ser bombeado de nueva cuenta al interior del pozo, donde previamente se inyecta la cantidad necesaria de gas para reducir la densidad a los valores requeridos y pasa por el generador de espuma para cerrar el circuito circulatorio.
De manera general, la presente invención se refiere a un sistema de fluido espumado base agua con estabilidad térmica mayor a 180 °C para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, en donde la composición para fluido de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, es preparada en presas de mezclado (15) para formar un lodo base, el cual es contenido en un tanque de succión (17), posteriormente es circulado con una bomba de lodos (1 ) a través de un circuito circulatorio en donde se inyecta un gas, el cual previamente pasa a través de un intensificador de presión (10) y es inyectado al circuito circulatorio por medio de una primera tubería (3) para mezclarse con el lodo base en una segunda tubería (4), la mezcla lodo base-gas se hace pasar por un generador de espuma (2) para formar un fluido espumado el cual se ingresa a un pozo de perforación a través de una tubería vertical (5), una sarta de perforación (6) y una barrena (14), para posteriormente retornarlo por un espacio anular (7) y extraerlo del pozo a través de una cabeza rotatoria (1 1 ), posteriormente el fluido saliente es enviado a un estrangulador (16) y posteriormente a un separador gas-lodo (12) el cual separa parte del gas de la espuma y la mezcla de recortes de perforación-fluido espumado, la cual es enviada a un equipo de control de sólidos (13) en donde se separan los recortes de perforación y el lodo base se envía a las presas de mezclado (15) para cerrar el circuito circulatorio, en donde para este nuevo lodo base previo a la formación de nueva cuenta del fluido espumado, se inyecta la cantidad necesaria de gas para reducir la densidad de dicho fluido que permite la operación continua del sistema.
A continuación, se dan definiciones de los polímeros especiales para impartir propiedades de suspensión y acarreo de recortes, los polímeros para controlar la filtración y formar un enjarre impermeable en la pared que permita estabilizar las paredes del agujero, los agentes alcalinizantes, los inhibidores de hidratación, los agentes secuestrantes de gases ácidos, los agentes espumantes, y demás componentes empleados en la presente invención.
El agente estabilizador se emplea de manera preferente en una cantidad de 15 a 40 kg por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y se selecciona del grupo de arcillas como las montmorillonitas tratadas o no tratadas, esmectita, hectorita, saponita, beidelita o stevensita; y más específicamente del tipo de montmorillonitas tratadas y/o no tratadas.
El agente viscosificante se emplea de manera preferente en una cantidad de 2 a 10 kg por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y es un polímero cuyo peso molecular promedio es cercano a 2 x106 g/mol, que comprende al menos un miembro seleccionado del grupo de polisacáridos naturales de goma Xantana, goma guar, o polisacáridos del grupo de las celulosas, como carboximetilcelulosa, celulosa polianiónica, o sus mezclas y más preferentemente el polímero es seleccionado del grupo de las gomas de Xantomonas las cuales son fabricadas por fermentación de carbohidratos con las bacterias de Xantomonas genéricas, las cuales pueden ser una o más del grupo de las Xantomonas phaseoli, Xantomonas mulvacearn, Xantomonas campestris, Xantomonas carotoe y Xantomonas translucean. La goma producida por la Xantomona campestri es la preferida para el propósito de la presente invención.
El agente reductor de filtrado se emplea de manera preferente en una cantidad de 6 a 15 kg por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y es un copolímero cuyo peso molecular promedio es de 2x106 a 4x106 g/mol del grupo de las poliacrilamidas, que comprende al menos un miembro seleccionado del grupo de acrilamidas, acrilamidas N-sustituidas, metacrilamidas, metacrilamidas N-sustituidas, acrilatos, metacrilatos, N-vinilamidas, N-alil amidas, alcohol vinílico, éteres vinílicos, ésteres vinílicos, alcohol alílico, éteres alílicos, ésteres alílicos, vinil imidazol, alill imidazol, y cualquier combinación de cualquiera de los anteriores.
El agente inhibidor de lutitas se emplea de manera preferente en una cantidad de 4 a 15 kg por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y puede ser seleccionado del grupo de inhibidores derivados del acrilonitrilo, el cual puede ser una mezcla de poliacrilatos con poliacrilamidas, con un peso molecular que varía en el rango de 1x106 a 15x106 g/mol, aminas cuaternarias derivadas de ácidos grasos, cloruro de potasio y sus mezclas y más preferentemente, el inhibidor preferido de la invención es una mezcla de poli acrilatos y poli acrilamidas con un peso molecular promedio de 1 x 106 a 15 x 106 g/mol.
El agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos se emplea de manera preferente en una cantidad de 2 a 10 L por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y es una alcanolamina o alquilamina, que comprende al menos un miembro seleccionado del grupo de mono-etanolamina, dietanolamina, 1-amino-2- propanol, etilendiamina, 1 ,2-diamino-propano, dietilentriamina, trietilentriamina y tetraetilenopentamina; y más específicamente aminas derivadas de mono, di o tri- alcoholes.
El agente estabilizador térmico se emplea de manera preferente en una cantidad de 15 a 20 kg por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y es un polímero que presenta un peso molecular promedio en el rango de 8 x 106 a 14 x 106 g/mol, y puede ser seleccionado del grupo del poli cloruro de di-alil-dimetil-amonio, del polímero derivado de la sal de metales alcalinos del ácido 2-acrilamido-2-metil- propano sulfónico o de la polivinilpirrolidona o mezclas de los mismos. El agente espumante se emplea de manera preferente en una cantidad de 10 a 25 L por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y puede ser seleccionado del grupo de alcoholes primarios o alcoholes secundarios etoxilados con un rango de 5 a 9.5 moles de óxido de etileno y ácidos grasos etoxilados con un rango de 2 a 10 moles de óxido de etileno, y más preferentemente el tipo de agente espumante utilizado en la presente invención es fabricado a partir de mezclas de ácidos grasos saturados del grupo alquilo de 10 a 14 átomos de carbono con un rango de 2 a 8 moles de óxido de etileno.
El fluido base (agua dulce) o Agua de Perforación se emplea en una cantidad de 900 a 1 ,000 L por cada m3 de la composición para fluido o fluido base agua espumado, y de manera preferente en una cantidad de 960 L .
El gas apropiado, empleado en la presente invención para generar burbujas puede ser seleccionado del grupo que consiste en: aire, nitrógeno criogénico, nitrógeno de membrana, dióxido de carbono, o cualquier otro gas conocido en el estado de la técnica que sea adecuado para este fin, es decir, que sea inerte para el fluido y sea capaz de generar espuma en el fluido.
En otra modalidad, la presente invención se refiere a un proceso de preparación de una composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas o con baja presión en pozos petroleros y de gas. Una formulación típica y orden de adición de materiales que integran dicha formulación del Sistema objeto de la invención, se resume en la Tabla 1.
Tabla 1. Formulación Típica y Orden de adición de materiales para la composición objeto de la invención.
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De manera particular, el proceso de preparación de la composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas, de la presente invención, comprende las siguientes etapas: a) En un recipiente adecuado que contiene el Agua de Perforación, adicionar el Agente Estabilizador y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su hidratación;
b) A la mezcla obtenida en la etapa a), adicionar el Agente Viscosificante y agitar por al menos 10 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración.
c) A la mezcla obtenida en la etapa b), adicionar el Agente Reductor de Filtrado y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración.
d) A la mezcla obtenida en la etapa c), adicionar el Agente Inhibidor de Lutitas y agitar por al menos 10 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración.
e) A la mezcla obtenida en la etapa d), adicionar el Alcalinizante y Secuestrante de Gases Ácidos y agitar por aproximadamente 10 minutos.
f) A la mezcla obtenida en la etapa e), adicionar el Estabilizador Térmico y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración.
g) A la mezcla obtenida en la etapa f), adicionar el Agente Espumante y agitar por al menos 10 minutos.
En todos los casos el tiempo de agitación puede modificarse de acuerdo a la eficiencia de la agitación que se disponga en el sitio de trabajo.
De igual manera, el proceso de preparación del fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica para la perforación de zonas depresionadas, de la presente invención, comprende las siguientes etapas:
A) en un recipiente adecuado colectar la composición para fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica;
B) sustraer la composición para fluido espumado base agua de la etapa A), y combinarla o mezclarla con un gas apropiado;
C) hacer pasar la mezcla de la etapa B) a través de un generador de espuma o espumador, para obtener dicho fluido espumado base agua con alta estabilidad térmica.
Los siguientes ejemplos describen diversas modalidades de la presente invención, y se pretende que dichos ejemplos sean meramente ilustrativos y no limitativos de las composiciones, sistemas, procedimientos y aplicaciones de los mismos.
El término“A.R.” empleado en los ejemplos deberá entenderse como Antes de Rolar o Antes del Rolado, mientras que el término “D.R.” deberá entenderse como Después de Rolar o Después del Rolado. EJEMPLOS
Ejemplos Específicos de Composiciones.
Se efectuaron ejemplos específicos de las composiciones para fluido y fluido base agua espumado de la presente invención, para ilustrar la preparación de las composiciones y fluidos del sistema objeto de la invención, así como el comportamiento de dicho sistema aumentando y reduciendo la concentración de agente espumante. De manera adicional, se efectuaron pruebas de estabilidad térmica, comportamiento reológico y drenado de fase liquida, sometiendo las composiciones de la presente invención a diferentes temperaturas y a la acción de los contaminantes más comunes encontrados al perforar zonas depresionadas.
Para la preparación del fluido base agua espumado HT, de los ejemplos prácticos de la invención, se utilizó un agitador tipo Hamilton Beach mezclando los productos en el orden señalado en la Tabla 2.
Tabla 2. Orden de adición de materiales para la preparación de fluido base agua espumado HT.
Figure imgf000012_0001
Se llevaron a cabo pruebas de comportamiento reológico en un viscosímetro rotacional de cilindros coaxiales a una temperatura de 50 °C a diferentes velocidades de rotación (corte).
Las pruebas de estabilidad térmica se llevaron a cabo mediante una prueba de añejamiento a temperatura durante un cierto tiempo, empleando celdas de acero inoxidable de 500 cm3 de capacidad y presurizando con un gas inerte (nitrógeno) a 200 psig empleando como medio de calentamiento un horno rolador de 6 rodillos habilitado con controlador de temperatura con modo de control PID (Proporcional Integral Diferencial).
La estabilidad de la espuma (tiempo de vida media o drenado) se determinó vaciando un volumen del fluido base agua espumado HT en una probeta de 100, 250 o 500 cm3 de capacidad y midiendo la cantidad de fase liquida separada en el fondo de la probeta durante un cierto tiempo.
Las pruebas de contaminación se llevaron a cabo adicionando al fluido base agua espumado HT una cierta cantidad del contaminante y midiendo las propiedades reológicas y de drenado antes y después de someterlas a un proceso de añejamiento a diferente temperatura. Las concentraciones de contaminantes utilizados fueron las siguientes:
Agua salada (salmuera de NaCI saturada) = 50 L/m3
Aceite crudo = 50 L/m3
Dióxido de Carbono (CO2) = 200 psig en celda de rolar de 500 cm3
El valor de densidad reportado en las pruebas de laboratorio es el obtenido a través del proceso de agitación donde el aire se ocluye por efectos de la forma de la propela y velocidad con la que se agita el fluido, este valor puede ser modificado dependiendo de la cantidad de gas (nitrógeno, aire, u otros) que se inyecte a la mezcla a través de la propela del agitador Hamilton Beach (para el caso de la preparación del sistema espumado HT en el sitio de trabajo, la espuma se forma al mezclar el gas y el lodo base conteniendo el agente espumante y haciéndolos pasar a través del generador de espuma).
La densidad que se reporta en los ejemplos fue obtenida a temperatura ambiente y presión atmosférica pesando un volumen de 100 cm3 del fluido polimérico inhibido base agua espumado, empleando para ello una balanza granataria con aproximación a 0.1 g y una probeta de 100 cm3.
Los resultados de los ejemplos de aplicación se presentan en las Tablas 2.1 a la 2.14, las cuales ilustran la preparación y el comportamiento de la composición del sistema objeto de la invención, así como el comportamiento aumentando y reduciendo la concentración de agente espumante. De manera adicional, se presentan pruebas de estabilidad térmica, comportamiento reológico y drenado de fase liquida al ser sometidas a diferentes temperaturas y a la acción de los contaminantes más comunes encontrados al perforar la zona depresionada.
En todos los casos, el volumen de la muestra de espuma para la prueba de tiempo de vida media (drenado) fue de 500 cm3. Tabla 2.1. Ejemplos de Formulación específicos del Sistema objeto de la invención modificando la concentración de agente espumante.
Figure imgf000014_0001
Tabla 2.2. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio y después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 10 L/m3.
Figure imgf000014_0002
Tabla 2.3. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio y después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 15 L/m3.
Figure imgf000015_0001
Tabla 2.4. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio y después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 20 L/m3.
Figure imgf000015_0002
Tabla 2.5. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con CO2, después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 10 L/m3.
Figure imgf000016_0001
Tabla 2.6. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con CO2, después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 15 L/m3.
Figure imgf000016_0002
Tabla 2.7. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con CO2, después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 20 L/m3.
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Tabla 2.8. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con 50 L/m3 de Salmuera de NaCI (400 g/l), después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 10 L/m3.
Figure imgf000017_0002
Tabla 2.9. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con 50 L/m3 de Salmuera de NaCI (400 g/l), después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 15 L/m3.
Figure imgf000018_0001
Tabla 2.10. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con 50 L/m3 de Salmuera de NaCI (400 g/l), después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 20 L/m3.
Figure imgf000018_0002
Tabla 2.1 1. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con Crudo pesado de 20 °API (50 L/m3), después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 10 L/m3.
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Tabla 2.12. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con Crudo pesado de 20 °API (50 L/m3), después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 15 L/m3.
Figure imgf000019_0002
Tabla 2.13. Densidad y propiedades reológicas @ 50 °C del fluido polimérico inhibido base agua espumado objeto de esta invención recién preparado en laboratorio contaminado con Crudo pesado de 20 °API (50 L/m3), después de rolar a 180 °C durante 6 horas. Concentración de agente espumante de 20 L/m3.
Figure imgf000020_0001
También se llevaron a cabo pruebas de interacción Roca-Fluido base agua espumado, para las siguientes formulaciones:
Formulación 1 : Fluido Base con 10 L/m3 de agente espumante.
Formulación 2: Fluido Base con 15 L/m3 de agente espumante.
Formulación 3: Fluido Base con 20 L/m3 de agente espumante.
Los resultados de dichas pruebas se muestran en la Tabla 2.14, en donde el Hinchamiento lineal (expresado como %) y Dispersión (expresado como %) se realizaron con muestra de recorte de perforación con CEC= 28 meq/100 g arcilla.
Tabla 2.14. Pruebas de interacción Roca-Fluido de fluido base agua espumado HT.
Figure imgf000020_0002
En la Figura 2 se ilustra el porcentaje de Hinchamiento Lineal con respecto al tiempo medido en horas, para la Formulación 2, es decir, para la formulación de Fluido Base con 15 L/m3 de agente espumante (Sistema Base Agua Espumado HT) y para Agua de Perforación.
Ejemplos Comparativos
Ejemplo Comparativo 1
Para evaluar la ventaja del fluido y sistema objeto de la invención contra sistemas similares (fluidos ultraligeros), se evaluaron 3 formulaciones típicas de fluidos ultraligeros antes y después de rolado a 150 °C y se compararon con el fluido del sistema objeto de la invención antes y después de rolado a 180 °C, como sigue:
Se prepara fluido espumado, el orden de adición, las concentraciones de aditivos, los tiempos de agitación y la velocidad de agitación se citan en la tabla siguiente:
Tabla 3.1. Formulaciones de Sistemas Ultraligeros vs Sistema Objeto de
Invención
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Notas:
1 a 3 = Formulaciones de Sistemas Ultraligeros,
Agente Estabilizante = Bentonita, para formulaciones de la 1 a la 3,
Agente Inhibidor de Lutitas 1 = Mezcla de poliacrilatos y Poliacrilamidas para formulaciones de la 1 a la 3,
Agente Alcallnlzante 1 = MEA para formulaciones de la 1 a la 3,
Estabilizador Térmico = Pollcloruro de dlallldlmetllamonlo para formulaciones la 1 a la 3.
Los fluidos preparados se someten a las siguientes pruebas:
Densidad: Obtenida a temperatura ambiente y presión atmosférica pesando un volumen de 100 cm3 del fluido polimérico inhibido base agua espumado, empleando para ello una balanza granataria con aproximación a 0.1 g y una probeta de 100 cm3, como se detalló anteriormente.
Tiempo de Vida Media: Midiendo el tiempo que tarda en drenar el 50% de la fase liquida contenida en la espuma, el volumen de espuma inicial fue de 100 cm3.
Propiedades reológicas: Midiendo las L600, L300, L6 y L3 en un viscosímetro rotacional de cilindros concéntricos a una temperatura de 50 °C y determinando los parámetros del modelo reológico de Plásticos de Bingham (Viscosidad plástica y Punto de cedencia).
Perdida de Filtrado: Midiendo el volumen de fluido espumado que filtra, durante un tiempo de 30 minutos, a través de un papel filtro con permeabilidad de 2 darcys (empleando una celda API de baja presión).
Efecto de la Temperatura: Sometiendo los fluidos espumados a un proceso de rolado a una temperatura de 150 ó 180 °C durante un tiempo de 18 horas, las celdas de rolado deben ser presurizadas a 150 psi antes de rolar para evitar daños a los fluidos por efectos de ebullición. Después de rolar las muestras deben ser analizadas por densidad, reología y perdida de filtrado como se detalló anteriormente.
Contaminación con CO2: El fluido espumado se presuriza con 150 psi de CO2 y se somete a un proceso de rolado a una temperatura de 150 ó 180 °C durante 6 horas. Después de rolar las muestras deben ser analizadas por densidad, reología y perdida de filtrado, como se detalló anteriormente.
Contaminación con Salmuera: El fluido espumado se contamina con 5% vol. de una salmuera de cloruro de sodio (40 g/100 mL) y se analiza, antes y después de rolar a 150 ó 180 °C durante 18 horas, por densidad, reología y pérdida de filtrado como se detalló anteriormente.
Resultados de las Pruebas
En las Tablas 3.2, 3.3, 3.4 y 3.5 siguientes, se presentan los resultados y datos obtenidos después de haber efectuado las pruebas correspondientes.
Tabla 3.2. Resultados de Prueba de Sistemas Ultraligeros vs Sistema Objeto de Invención, recién preparados.
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Tabla 3.3. Resultados de Prueba de Efecto Térmico en Sistemas Ultraligeros (a 150 °C) vs Sistema Objeto de Invención (a 180 °C).
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Tabla 3.4 Resultados de Prueba de Contaminación con Salmuera en Sistemas
Ultraligeros (a 150 °C) vs Sistema Objeto de Invención (a 180 °C).
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Tabla 3.5. Resultados de Prueba de Contaminación con CO2 en Sistemas
Ultraligeros (a 150 °C) vs Sistema Objeto de Invención (a 180 °C).
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Análisis de Resultados.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra mayor estabilidad de la espuma que los Sistemas Ultraligeros típicos, al tener un tiempo de vida media mayor a 10 horas, como se aprecia en la Tabla 3.2.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra mayor estabilidad térmica después de ser rolado a 180 °C por 6 horas que los Sistemas Ultraligeros típicos después de ser rolados a 150 °C por 6 horas, al mantener valores reológicos aceptables y menor volumen filtrado, como se aprecia en la Tabla 3.3. El Sistema Objeto de la Invención demuestra resistencia a la Contaminación con Salmuera después de rolado a 180 °C por 6 horas, comparado con los Sistemas Ultraligeros típicos después de rolado a 150 °C por 6 horas, al mantener valores reológicos aceptables y menor volumen filtrado, como se aprecia en la Tabla 3.4.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra resistencia a la Contaminación con CO 2 después de rolado a 180 °C por 6 horas, comparado con los Sistemas Ultraligeros típicos después de rolado a 150 °C por 6 horas, al mantener valores reológicos aceptables y menor volumen filtrado, como se aprecia en la Tabla 3.5.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra un excelente desempeño en sus propiedades antes y después de rolado a 180 °C. Presenta mayor estabilidad de espuma que los Sistemas Ultraligeros típicos, estabilidad térmica y resistencia a contaminantes a 180 °C.
Ejemplo Comparativo 2
Para evaluar el comportamiento de la estabilidad del fluido espumado de la presente invención con diferentes aditivos viscosificantes, inhibidores de lutitas y estabilizadores térmicos, se evalúan formulaciones de fluidos espumados antes y después de rolado a 180 °C.
Se prepara fluido base, el orden de adición, la cantidad, tiempo de agitación y velocidad de agitación se citan en la tabla siguiente:
Tabla 4.1. Formulaciones de Sistemas Espumados vs Sistema Objeto de
Invención.
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Notas:
A a la F = Formulaciones de Sistemas Espumados
Agente Estabilizante = Bentonita, para formulaciones de la A a la F
Agente Viscosificante 1 = Goma Xantana para formulaciones A, B, E y F
Agente Viscosificante 2 = Celulosa Polianiónica para formulación B Inhibidor de Lutitas 1 = KCI para formulaciones, A, C y E
Inhibidor de Lutitas 2 = Mezcla de Poliacrilatos y Pollacrilamldas para formulaciones B, C, D y F Alcalinizante 1 = MEA para formulaciones de la A a la F
Estabilizador Térmico = Pollcloruro de dlallldlmetllamonlo para formulaciones de la A a la F.
Resultados de las Pruebas.
En las Tablas 4.2 y 4.3 siguientes, se presentan los resultados y datos obtenidos después de haber efectuado las pruebas correspondientes.
Tabla 4.2. Resultados de Prueba de Sistemas recién preparados.
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Tabla 4.3. Resultados de Prueba de Efecto Térmico a 180 °C.
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Análisis de Resultados.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra buena estabilidad de la espuma comparado con los Sistemas espumados recién preparados con diferentes aditivos inhibidores de lutitas, viscosificantes y estabilizadores térmicos, al tener un tiempo de drenado mayor a 10 horas; y demuestra mejor comportamiento reológico y control de filtrado comparado con los Sistemas espumados recién preparados, como se aprecia en la Tabla 4.2.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra mayor estabilidad térmica después de rolado a 180 °C por 6 horas que los Sistemas espumados preparados con diferentes aditivos inhibidores de lutitas, viscosificantes y estabilizadores térmicos después de rolado a 180 °C por 6 horas, al mantener valores reológicos aceptables y menor filtrado, como se aprecia en la Tabla 4.3.
El Sistema Objeto de la Invención demuestra un excelente desempeño en sus propiedades antes y después de rolado a 180 °C. Presenta estabilidad de espuma similar a los Sistemas espumados preparados con diferentes aditivos inhibidores de lutitas, viscosificantes y estabilizadores térmicos, y una mejor estabilidad térmica, mejores valores reológicos y mejor control de filtrado después de rolado a 180 °C.
Ejemplo Comparativo 3
Se desarrolló la siguiente evaluación, con objeto de verificar el desempeño del Fluido y Sistema de la presente invención a condiciones de alta temperatura y/o presencia de contaminantes, formulando el Sistema con agentes espumantes alternos; a fin de comparar con base a resultados, su estabilidad térmica y su resistencia a contaminantes comunes.
Formulaciones de Prueba:
De conformidad con lo anteriormente señalado, las formulaciones empleadas en esta serie de pruebas se muestran a continuación:
Tabla 5. Formulación para fluido preparado con distintos agentes espumantes.
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Notas:
Agente Estabilizante = Bentonita, para formulaciones de la 0 a la 2,
Agente Viscosificante = Goma Xantana para formulaciones de la 0 a la 2,
Inhibidor de Lutitas = Mezcla de poliacrilatos y Poliacrilamidas para formulaciones de la 0 a la 2, Alcallnlzante = MEA para formulaciones de la 0 a la 2,
Estabilizador Térmico = Pollcloruro de dlallldlmetllamonlo para formulaciones de la 0 a la 2, Agente Espumante Alterno 1 = Espumante a base de Lauril etoxl sulfato de sodio al 27 %, Agente Espumante Alterno 2 = Espumante a base de alcohol etoxllado sulfatado.
Resultados de las Pruebas:
Tras haber preparado los fluidos de prueba, de acuerdo a las formulaciones establecidas en la Tabla 5, y haber realizado los procedimientos y análisis que se indican en el apartado“Bases de Diseño de Prueba”, en las Tablas 5.1 a 5.7 se muestran los resultados de las pruebas empleando distintos agentes espumantes. En dichas tablas, el término“A.R.” se refiere a“Antes de Rolado”, mientras que el término“D.R.” se refiere a “Después de Rolado por 6 horas a 180 °C”.
Tabla 5.1. Resultados de Prueba del Sistema preparado con formulación 0.
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Tabla 5.2. Resultados de Prueba del Sistema preparado con formulación 1.
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Tabla 5.3. Resultados de Prueba del Sistema preparado con formulación 2.
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Tabla 5.4. Resultados de Prueba del Efecto Térmico en el Sistema formulado con distintos agentes espumantes antes y después de rolado por 6 horas a 180 °C.
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Tabla 5.5. Resultados de Prueba del Efecto Térmico en el Sistema formulado con distintos agentes espumantes, contaminados con CO2 después de rolado por 6 horas a 180 °C.
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Tabla 5.6. Resultados de Prueba del Efecto Térmico en el Sistema formulado con distintos agentes espumantes, contaminados con salmuera de NaCI, antes y después de rolado por 6 horas a 180 °C.
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Tabla 5.7. Resultados de Prueba del Efecto Térmico en el Sistema formulado con distintos agentes espumantes, contaminados con crudo, antes y después de rolado por 6 horas a 180 °C.
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Resultados de las Pruebas:
Efecto Térmico:
Los sistemas formulados con agentes espumantes altemos 1 y 2 no tienen un buen desempeño reológico después de rolado por 6 horas a 180 °C, ya que el sistema formulado con los agentes espumantes alternos 1 y 2 presentan valores de viscosidad plástica (Vp) y punto cedente (Pe) 50 % inferiores al sistema formulado con agente espumante objeto de la invención.
El filtrado API es similar en todos los casos, con valores del orden de 6.2 a 7.2 cm3 antes y después de rolado, lo cual se considera satisfactorio.
El tiempo de vida media de las 3 formulaciones recién preparadas es de 10 horas o más en todos los casos, lo que se considera satisfactorio.
Contaminación con C02:
El sistema formulado con agente espumante alterno 1 no tiene un buen desempeño reológico contaminado con CO2 después de rolado por 6 horas a 180 °C, ya que presenta valores de Pe después de rolado del orden de 2 lb/100 ft2, lo que indica afectación del sistema por el contaminante.
El sistema formulado con agente espumante alterno 2 tiene un buen desempeño reológico después de rolado por 6 horas a 180 °C.
El filtrado API es similar en todos los casos, con valores del orden de 7.4 a 7.8 cm3 antes y después de rolado, lo cual se considera satisfactorio.
Contaminación con Salmuera:
El sistema formulado con agente espumante alterno 1 no tiene un buen desempeño reológico contaminado con salmuera después de rolado por 6 horas a 180 °C, ya que presenta valores de Vp del orden de 22 cP y valores de Pe después de rolado del orden de 11 lb/100 ft2, lo que indica afectación del sistema por el contaminante.
El sistema formulado con agente espumante alterno 2 no tiene un buen desempeño reológico contaminado con salmuera después de rolado por 6 horas a 180 °C, ya que presenta valores de Vp del orden de 27 cP y valores de Pe después de rolado del orden de 31 lb/100 ft2, lo que indica afectación del sistema por el contaminante.
El filtrado API del sistema formulado con los espumantes alternos 1 y 2 son ligeramente altos después de rolado, con valores de 9 y 16.6 cm3 respectivamente.
Contaminación con Crudo:
El sistema formulado con agente espumante alterno 1 no tiene un buen desempeño reológico contaminado con crudo después de rolado por 6 horas a 180 °C, ya que presenta valores de Vp del orden de 26 cP y valores de Pe después de rolado del orden de 8 lb/100 ft2, lo que indica afectación del sistema por el contaminante.
El sistema formulado con agente espumante alterno 2 tiene un desempeño reológico contaminado con crudo después de rolado por 6 horas a 180 °C similar al sistema formulado con agente espumado objeto de la invención.
El filtrado API es similar en todos los casos, con valores del orden de 5.0 a 6.0 cm3 antes y después de rolado, lo cual se considera satisfactorio.
El sistema formulado con agente espumante alterno 1 es el que ofrece los resultados menos satisfactorios en cuanto a comportamiento reológico y resistencia a contaminaciones después de rolado.
El sistema formulado con agente espumante alterno 2, tiene menor estabilidad térmica y pobre tolerancia a la contaminación con salmuera.
Con base en los resultados de esta serie de pruebas el sistema formulado con espumante objeto de la invención presenta mayor estabilidad térmica a 180 °C y mejor resistencia a los contaminantes que los sistemas formulados con los otros agentes espumantes.
La presente invención ha sido descrita suficientemente como para que una persona con conocimientos medios en la materia pueda reproducir y obtener los resultados mencionamos en la presente descripción. Sin embargo, cualquier persona hábil en el campo de la técnica que compete la presente invención podrá ser capaz de hacer modificaciones y substituciones sin alejarse del espíritu de la invención como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES
1. Una composición para fluido espumado base agua con estabilidad térmica mayor a 180 °C para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende:
i) un fluido base o agua de perforación que consiste de agua dulce;
ii) un agente estabilizador;
¡ü) un agente viscosificante;
iv) un agente reductor de filtrado;
v) un agente inhibidor de arcillas;
vi) un agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos;
vii) un agente estabilizador térmico; y
viii) un agente espumante.
2. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente estabilizador se selecciona del grupo de arcillas, específicamente las montmorillonitas tratadas o no tratadas, esmectita, hectorita, saponita, beidelita o stevensita; y más específicamente del tipo de montmorillonitas tratadas y/o no tratadas.
3. La composición de conformidad con la reivindicación 2, en donde el agente estabilizador se selecciona del grupo de arcillas del tipo de montmorillonitas tratadas y/o no tratadas.
4. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente viscosificante es un polímero cuyo peso molecular promedio es cercano a 2 x 106 g/mol, que comprende al menos un miembro seleccionado del grupo de polisacáridos naturales de goma Xantana, goma guar, o polisacáridos del grupo de las celulosas, como carboximetilcelulosa, celulosa polianiónica, o sus mezclas.
5. La composición de conformidad con la reivindicación 4, en donde el agente viscosificante es seleccionado del grupo de las gomas de Xantomonas fabricadas por fermentación de carbohidratos con las bacterias de Xantomonas genéricas, las cuales pueden ser una o más del grupo de las Xantomonas phaseoli, Xantomonas mulvacearn, Xantomonas campestris, Xantomonas carotoe y Xantomonas translucean.
6. La composición de conformidad con la reivindicación 5, en donde el agente viscosificante es la goma producida por la Xantomona campestri.
7. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente reductor de filtrado es un copolímero cuyo peso molecular promedio es de 2 x 106 a 4 x 106 g/mol del grupo de las poliacrilamidas, que comprende al menos un miembro seleccionado del grupo de acrilamidas, acrilamidas N-sustituidas, metacrilamidas, metacrilamidas N-sustituidas, acrilatos, metacrilatos, N-vinilamidas, N-alil amidas, alcohol vinílico, éteres vinílicos, ásteres vinílicos, alcohol alílico, éteres alílicos, ásteres alílicos, vinil imidazol, alill imidazol, y cualquier combinación de los mismos.
8. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente inhibidor de lutitas es un copolímero de tipo aniónico derivado del acrilonitrilo, una mezcla de poliacrilatos con poliacrilamidas, con un peso molecular que varía en el rango de 1 a 15 millones g/mol; aminas cuaternarias derivadas de ácidos grasos; cloruro de potasio y sus mezclas.
9. La composición de conformidad con la reivindicación 8, en donde el agente inhibidor de lutitas es una mezcla de poliacrilatos y poliacrilamidas con un peso molecular promedio de 1 x 106 a 15 x 106 g/mol; aminas cuaternarias derivadas de ácidos grasos; cloruro de potasio y sus mezclas.
10. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos es una alcanolamina o alquilamina, que comprende al menos un miembro seleccionado del grupo de mono-etanolamina, dietanolamina, 1-amino-2-propanol, etilendiamina, 1 ,2-diamino-propano, dietilentriamina, trietilentriamina y tetraetilenopentamina; y más específicamente aminas derivadas de mono di o trialcoholes.
1 1. La composición de conformidad con la reivindicación 10, en donde el agente alcalinizante y secuestrante de gases ácidos es una amina derivada de mono-, di- o tri-alcoholes.
12. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente estabilizador térmico es un polímero que presenta un peso molecular promedio en el rango de 8 x 106 a 14 x 106 g/mol, y puede ser seleccionado del grupo del policloruro de di-alil-dimetil-amonio, del polímero derivado de la sal de metales alcalinos del ácido 2- acrilamido-2-metil-propano sulfónico o de la polivinilpirrolidona o mezclas de los mismos.
13. La composición de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el agente espumante es seleccionado del grupo de alcoholes primarios o alcoholes secundarios etoxilados con un rango de 5 a 9.5 moles de óxido de etileno y ácidos grasos etoxilados con un rango de 2 a 10 moles de óxido de etileno, y sus mezclas.
14. La composición de conformidad con la reivindicación 13, en donde el agente espumante es una mezcla de ácidos grasos saturados del grupo alquilo de 10 a 14 átomos de carbono con un rango de 2 a 8 moles de óxido de etileno.
15. Un fluido espumado base agua con estabilidad térmica mayor a 180 °C para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, que comprende:
I) la composición para fluido espumado base agua de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14; y
II) burbujas de gas ocluido en dicho fluido.
16. El fluido espumado de conformidad con la reivindicación 15, en donde dicho gas es seleccionado del grupo que consiste en: aire, nitrógeno criogénico, nitrógeno de membrana, dióxido de carbono, o cualquier otro gas que sea capaz de generar espuma en el fluido.
17. Un proceso para preparar la composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, que comprende:
a) en un recipiente adecuado que contiene el Agua de Perforación, adicionar el Agente Estabilizador y agitar por aproximadamente 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su hidratación;
b) a la mezcla obtenida en la etapa a), adicionar el Agente Viscosificante y agitar por al menos 10 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración;
c) a la mezcla obtenida en la etapa b), adicionar el Agente Reductor de Filtrado y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración;
d) a la mezcla obtenida en la etapa c), adicionar el Agente Inhibidor de Lutitas y agitar por al menos 10 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración completa; e) a la mezcla obtenida en la etapa d), adicionar el Alcalinizante y Secuestrante de Gases Ácidos y agitar por aproximadamente 10 minutos;
f) a la mezcla obtenida en la etapa e), adicionar el Estabilizador Térmico y agitar por al menos 20 minutos o el tiempo necesario para lograr su integración;
g) a la mezcla obtenida en la etapa f), adicionar el Agente Espumante y agitar por al menos 10 minutos.
18. Un proceso para preparar el fluido espumado de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 15 y 16, que comprende:
A) en un recipiente adecuado colectar la composición para fluido espumado base agua;
B) sustraer la composición para fluido espumado base agua de la etapa A), y combinarla o mezclarla con un gas apropiado;
C) hacer pasar la mezcla de la etapa B) a través de un generador de espuma o espumador, para obtener dicho fluido espumado base agua.
19. Un sistema de fluido espumado base agua con estabilidad térmica mayor a 180 °C para la perforación de zonas depresionadas en pozos petroleros y de gas, en donde la composición para fluido de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, es preparada en presas de mezclado (15) para formar un lodo base, el cual es contenido en un tanque de succión (17), posteriormente es circulado con una bomba de lodos (1 ) a través de un circuito circulatorio en donde se inyecta un gas, el cual previamente pasa a través de un intensificador de presión (10) y es inyectado al circuito circulatorio por medio de una primera tubería (3) para mezclarse con el lodo base en una segunda tubería (4), la mezcla lodo base-gas se hace pasar por un generador de espuma (2) para formar un fluido espumado el cual se ingresa a un pozo de perforación a través de una tubería vertical (5), una sarta de perforación (6) y una barrena (14), para posteriormente retornarlo por un espacio anular (7) y extraerlo del pozo a través de una cabeza rotatoria (11 ), posteriormente el fluido saliente es enviado a un estrangulador (16) y posteriormente a un separador gas-lodo (12) el cual separa parte del gas de la espuma y la mezcla de recortes de perforación-fluido espumado, la cual es enviada a un equipo de control de sólidos (13) en donde se separan los recortes de perforación y el lodo base se envía a las presas de mezclado (15) para cerrar el circuito circulatorio, en donde para este nuevo lodo base previo a la formación de nueva cuenta del fluido espumado, se inyecta la cantidad necesaria de gas para reducir la densidad de dicho fluido que permite la operación continua del sistema.
20. El sistema de fluido espumado base agua de conformidad con la reivindicación 19, en donde dicho gas es seleccionado del grupo que consiste en: aire, nitrógeno criogénico, nitrógeno de membrana, dióxido de carbono, o cualquier otro gas que sea capaz de generar espuma en el fluido.
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