DILUYENTES PARA EMULSIONES INVERSAS.

Un método para reducir la viscosidad de un fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo que comprende una emulsión inversa,

para su uso en la perforación o mantenimiento de un pozo mar adentro, que encuentra temperaturas de o por debajo de 10ºC y temperaturas en el intervalo de 100 a 250ºF (38 a 121ºC), comprendiendo dicho método añadir a dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo, antes o durante la perforación, un compuesto que tiene la fórmula:

R-(C2H4O)n(C3H6O)m(C4H8O)k-H

donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 8 a 24 átomos de carbono, n es un número que varía de 1 a 6, m es un número que varía de 1 a 6 y k es cero, de manera que dicho compuesto reduce la viscosidad del fluido a temperaturas de 10ºC o menores sin reducir significativamente la viscosidad del fluido a temperaturas de 100 a 250ºF (38 a 121ºC)

Diluyentes para emulsiones inversas.

Esta invención se refiere, en general, a métodos y composiciones para perforación y mantenimiento de pozos en formaciones subterráneas que contienen hidrocarburos. Particularmente, esta invención se refiere a sistemas de fluido de perforación basados en aceite que comprenden emulsiones inversas de agua en aceite, a diluyentes que potencian o posibilitan el uso de dichos fluidos, a temperaturas de o por debajo de aproximadamente 50 grados Fahrenheit (aproximadamente 10 grados centígrados).

Un fluido o "lodo" de perforación, como también se llama habitualmente al fluido de perforación, es un fluido diseñado especialmente que se hace circular en un pozo mientras el pozo se está perforando para facilitar la operación de perforación. Las diversas funciones de un fluido de perforación incluyen retirar los cortes de perforación del pozo, refrigerar y lubricar la broca de perforación, ayudar a soportar la tubería de perforación y la broca de perforación y proporcionar una carga hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y evitar explosiones en el pozo. Los sistemas de fluido de perforación específicos se seleccionan para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica particular.

Un fluido de perforación, típicamente, comprende agua y/o aceite o aceite sintético u otro material sintético o fluido sintético ("sintético") como un fluido de base, con sólidos en suspensión. Un fluido de perforación de base no acuosa típicamente contiene petróleo o sintético como la fase continúa y puede contener también agua dispersada en la fase continua por emulsión, de manera que no hay una capa distinguible de agua en el fluido. Dicha agua dispersada en aceite generalmente se denomina emulsión inversa o emulsión de agua en aceite.

Pueden incluirse numerosos aditivos en dichos fluidos de perforación basados en aceite y emulsiones inversas para potenciar ciertas propiedades del fluido. Dichos aditivos pueden incluir, por ejemplo, emulsionantes, agentes de ponderación, aditivos de pérdida de fluido o agentes de control de pérdida de fluido, o viscosificantes o agentes de control de viscosidad y álcali. Un análisis general y descripción adicionales de los fluidos de perforación basados en aceite se proporciona en P. A. Boyd et al., New Base Oil Used In Low Toxicity Oil Muds, Journal of Petroleum Technology, páginas 137-142 (1985), que se incorpora en este documento por referencia.

Un criterio esencial para evaluar la utilidad de un fluido como fluido de perforación o como un fluido para el mantenimiento de un pozo son los parámetros reológicos del fluido, particularmente en condiciones de perforación y de formación del pozo. Para su uso como fluido de perforación o como fluido para el mantenimiento de un pozo, el fluido debe ser capaz de mantener ciertas viscosidades adecuadas para perforar y circulación en el pozo. Preferiblemente, un fluido de perforación será suficientemente viscoso para ser capaz de soportar y llevar a la superficie del pozo cortes de perforación sin ser demasiado viscoso como para interferir en la operación de perforación. Además, un fluido de perforación debe ser suficientemente viscoso para poder suspender barita y otros agentes de ponderación. Sin embargo, el aumento de viscosidad puede dar como resultado una adhesividad problemática de la secuencia de perforación, y un aumento de las presiones de circulación que puede contribuir a problemas de pérdida de circulación.

Pueden añadirse diluyentes a los sistemas de fluido de perforación o de lodo de perforación antes de y durante el transcurso de la perforación. Los tensioactivos aniónicos, particularmente, del grupo de sulfatos de alcohol graso, los sulfatos de éter de alcohol graso y los alquilbencenosulfonatos son ejemplos de dichos diluyentes conocidos en la técnica anterior. Aunque se ha demostrado que dichos compuestos diluyen eficazmente los fluidos de perforación, los problemas con dichos diluyentes de la técnica anterior pueden ocurrir cuando se usan los lodos de perforación a bajas temperaturas (temperaturas a o por debajo de aproximadamente 50ºF (10ºC)).

A dichas bajas temperaturas, a pesar del uso de diluyentes conocidos de la técnica anterior, los fluidos de perforación basados en aceite típicamente tienen una viscosidad alta o mayor, que puede hacer a los fluidos indeseables para la perforación. Después de bombearlos al pozo, los fluidos de perforación pueden experimentar calentamiento por la formación, dependiendo de la profundidad del pozo y de la temperatura de la formación. Por ejemplo, un calentamiento en el intervalo de aproximadamente 150º a aproximadamente 250ºF (de aproximadamente 66º a aproximadamente 121ºC) es bastante habitual y se conocen temperatura subterráneas tan altas como aproximadamente 350ºF (aproximadamente 178ºC), particularmente en pozos muy profundos. La región del Ártico, por ejemplo, se sabe que tiene temperaturas superficiales muy bajas pero temperaturas subterráneas muy altas. Aún más problemáticos son los pozos profundos (es decir, típicamente pozos por debajo de al menos 457 m (1500 pies)), que someten a los fluidos de perforación a refrigeración debido a las aguas de refrigeración que rodean al elevador a medida que el fluido vuelve a la superficie desde la formación subterránea a alta temperatura. Dicha refrigeración de los fluidos de perforación basados en aceite típicamente aumenta su viscosidad mientras que dicho calentamiento subterráneo de los fluidos de perforación basados en aceite típicamente reduce su viscosidad.

Preferiblemente, los diluyentes que reducen la viscosidad de los fluidos de perforación a bajas temperaturas no afectarán a la viscosidad de los fluidos a altas temperaturas. Es decir, en muchos casos, se desea un aglutinante que sea capaz de influir selectivamente en la reología o particularmente de reducir la viscosidad de fluidos de perforación basados en aceite solo a menores temperaturas, tal como puede encontrarse en la superficie del suelo de un pozo, o en el elevador rodeado por las aguas por encima del pozo profundo mar adentro, por ejemplo.

Los diluyentes y otros aditivos para fluidos de perforación, así como fluidos de perforación empleados en pozos tierra adentro y mar adentro, deben satisfacer habitualmente normativas medioambientales estrictas respecto a biodegradabilidad y toxicidad. Adicionalmente, los fluidos de perforación y aditivos para los fluidos de perforación deben ser capaces de soportar las condiciones subterráneas que los fluidos encontrarán típicamente en un pozo, tal como altas temperaturas, altas presiones y cambios de pH.

Existe una necesidad de aditivos de modificación de reología o de reducción de viscosidad para fluidos de perforación basados en aceite y, particularmente, para fluidos de perforación que comprenden emulsiones inversas (agua en aceite) que se espera que se usen o que encuentren bajas temperaturas en las operaciones de perforación. Como se usa en este documento, a menos que se indique otra cosa, se entenderá que "bajas temperaturas" se refiere a temperaturas a o por debajo de aproximadamente 50ºF (aproximadamente 10ºC).

La invención se describe mediante las reivindicaciones adjuntas.

De acuerdo con el método de la presente invención, un compuesto se añade a una emulsión de agua en aceite o inversa de un fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo que reduce la viscosidad del fluido de perforación o el fluido de mantenimiento de pozo a temperaturas bajas o que permite o potencia la capacidad del fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo para mantener su viscosidad a bajas temperaturas. El compuesto, que generalmente puede denominarse "diluyente", continúa teniendo este efecto sobre un fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo durante la perforación o mantenimiento de pozos en formaciones subterráneas, particularmente formaciones subterráneas que poseen hidrocarburos. Adicionalmente, este compuesto no afecta significativamente a la viscosidad de la emulsión a altas temperaturas.

El compuesto tiene la siguiente fórmula:

R-(C₂H₄O)_n(C₃H₆O)_m(C₄H₈O)_k-H

donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 8 a 24 átomos de carbono, n es un número que varía de 1 a 10, m es un número que varía de 0 a 10 y k es un número que varía...

1. Un método para reducir la viscosidad de un fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo que comprende una emulsión inversa, para su uso en la perforación o mantenimiento de un pozo mar adentro, que encuentra temperaturas de o por debajo de 10ºC y temperaturas en el intervalo de 100 a 250ºF (38 a 121ºC), comprendiendo dicho método añadir a dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo, antes o durante la perforación, un compuesto que tiene la fórmula:

R-(C₂H₄O)_n(C₃H₆O)_m(C₄H₈O)_k-H

donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 8 a 24 átomos de carbono, n es un número que varía de 1 a 6, m es un número que varía de 1 a 6 y k es cero, de manera que dicho compuesto reduce la viscosidad del fluido a temperaturas de 10ºC o menores sin reducir significativamente la viscosidad del fluido a temperaturas de 100 a 250ºF (38 a 121ºC).

2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 en el que dicha emulsión inversa comprende una fase oleosa continua que comprende compuestos o composiciones, y la viscosidad de dicho fluido es suficientemente reducida para permitir que el fluido se bombee al pozo a temperaturas al menos tan bajas como 40 grados Fahrenheit (4ºC), opcionalmente a temperaturas por encima de 32 grados Fahrenheit (0ºC).

3. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2 en el que dicha fase oleosa comprende compuestos o composiciones seleccionadas entre el grupo que comprende:

(f) ésteres carboxílicos de la fórmula:

R'-COO-R''

donde R' es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 1 a 23 átomos de carbono y R'' es un radical alquilo, ramificado o no ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 1 a 23 átomos de carbono;

(g) olefinas lineales o ramificadas que tienen de 8 a 30 átomos de carbono;

(h) éteres simétricos o asimétricos, insolubles en agua, de alcoholes monohídricos de origen natural o sintético, conteniendo dicho alcoholes de 1 a 24 átomos de carbono;

(i) alcoholes insolubles en agua de fórmula:

R'''-OH

donde R''' es un radical alquilo saturado, insaturado, lineal o ramificado, que tiene de 8 a 24 átomos de carbono; y

(j) diésteres carbónicos.

4. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores que comprende adicionalmente uno o más de los siguientes: dicho compuesto se añade a dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo en una cantidad suficiente para mantener o reducir la viscosidad de dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo a temperaturas menores de 50 grados Fahrenheit (10ºC); dicho compuesto se añade a dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo en cantidades que varían de 0,5 libras a 15,0 libras de dicho compuesto por barril (1,4 a 42,9 g/l) de dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo; dicho compuesto se añade a dicho fluido cuando se prepara dicho fluido; dicho compuesto se añade a dicho fluido mientras que dicho fluido se pone en circulación en un pozo.

5. Un fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo que comprende una fase oleosa continua, agua dispersada en dicha fase oleosa, sólidos insolubles en dicha fase oleosa y un compuesto que tiene la fórmula:

R-(C₂H₄O)_n(C₃H₆O)_m(C₄H₈O)_k-H

donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 8 a 24 átomos de carbono, n es un número que varía de 1 a 10, m es un número que varía de 0 a 10 y k es un número que varía de 0 a 10, en el que dicho fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo tiene una densidad de 0 a 18 libras/galón (959 a 2157 g/l), tiene un límite de fluencia de no más de 75 libras/100 pie² (35,9 kPa) a 40ºF (4ºC) y dicho compuesto reduce la viscosidad de dicho fluido a temperaturas de 4ºC o menores sin reducir significativamente la viscosidad del fluido a temperaturas de 110ºF a 250ºF (38 a 121ºC).

6. Un método para reducir la viscosidad de una emulsión inversa de un fluido de perforación o fluido de mantenimiento de pozo durante la perforación de un pozo mar adentro que encuentra temperaturas de o menores de 10ºC en un elevador en agua, en el que el pozo penetra en una formación subterránea que tiene temperaturas en el intervalo de 100ºF a 250ºF (38 a 1214ºC), comprendiendo dicho método añadir a dicho fluido una cantidad eficaz del compuesto que tiene la fórmula:

R-(C₂H₄O)_n(C₃H₆O)_m(C₄H₈O)_k-H

donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado, que tiene de 8 a 24 átomos de carbono, n es un número que varía de 1 a 10, m es un número que varía de 0 a 10 y k es un número que varía de 0 a 10, en el que dicho compuesto reduce la viscosidad de dicho fluido a temperaturas de 4ºC o menores sin reducir significativamente la viscosidad del fluido a temperaturas de 100ºF a 250ºF (38 a 121ºC) en la formación subterránea.

7. Un método de acuerdo con la reivindicación 6 que comprende adicionalmente hacer circular dicho fluido en el pozo y añadir dicho compuesto a dicho fluido durante dicha circulación.

8. Un método de acuerdo con la reivindicación 6 ó 7, que comprende adicionalmente preparar dicho fluido y añadir dicho compuesto a dicho fluido durante dicha preparación.