Fluido de perforación para prospección en aguas profundas.

Un fluido de perforación obtenido a partir de una fracción hidrocarbonada de temperatura de destilación comprendida entre 200 y 350 ºC que contiene:

- un contenido en hidrocarburos nafténicos inferior al 40 % en peso de dicha fracción,

- un contenido en isoparafinas que varía de 25 % a 70 %,

- un contenido en n-parafinas que varía de 5 % a 45 %,

- un contenido en productos aromáticos inferior a 100 ppm, cuya viscosidad a 40 ºC es inferior o igual a 2,5 mm2/s para una presión de vapor a 100 ºC inferior o igual a 10 mbar (1 kPa).

Fluido de perforación para prospección en aguas profundas

La presente invención se refiere a un fluido de perforación especialmente adaptado para las perforaciones en prospecciones en aguas profundas (en alta mar), es decir, perforaciones en condiciones de temperaturas de profundidades particularmente difíciles. Así, se puede operar en los grandes fondos marinos hasta 55 m, pudiendo alcanzar el gradiente de temperatura entre la entrada del pozo y el fondo del pozo los 2 °C, pudiendo acercarse la temperatura de entrada del pozo a temperaturas polares y la temperatura de fondo del pozo a más de 16 °C. La presente invención se refiere igualmente al lodo de perforación que comprende dicho fluido, y a la utilización del mismo.

Los fluidos de perforación entran en la composición de los lodos de perforación a un nivel de 3 a 95 % en peso. Estos lodos de perforación desempeñan un papel esencial durante las operaciones de perforación en tierra o en mar, porque permiten lubrificar la herramienta de perforación (o broca) para limitar su desgaste, y asimismo permiten subir a la superficie para su tratamiento, los restos de roca (recortes) generados durante la perforación y mantenerlos en suspensión durante las fases de parada de circulación de los lodos, y finalmente asegurar el mantenimiento de la presión en la formación con el fin de evitar las fugas y/o los desmoronamientos de las paredes.

El lodo de perforación generalmente se almacena en la superficie del pozo con el fin de ser bombeado.

Los lodos de perforación tienen formulaciones muy complejas dependiendo de la naturaleza de las formaciones atravesadas, de la profundidad, de la geometría, de las condiciones de presión, de temperatura y otras características del pozo.

Existen dos categorías principales de lodos de perforación: los lodos a base de agua y los lodos a base de aceite.

En los lodos a base de agua (WBM o Water Base Mud en inglés), el fluido de perforación es el agua, por lo tanto se reservan para aplicaciones de baja tecnología y para las perforaciones en tierra (onshore) o en el mar muy poco profundas (algunos metros).

En los lodos a base de aceite (OBM o Oil Base Mud en inglés), el fluido de perforación es un fluido hidrocarbonado seleccionado entre diferentes compuestos disponibles en el mercado.

Se clasifican estos fluidos de perforación en tres grandes categorías:

El grupo I comprende los fluidos de perforación fuertemente aromáticos que contienen de 5 a 3 % de compuestos monoaromáticos y/o poliaromáticos derivados del refinado de petróleo crudo, es decir, los gasóleos y los aceites minerales convencionales.

El Grupo II comprende los fluidos de perforación moderadamente aromáticos derivados del refinado de petróleo crudo y que contienen de ,5 a 5 % de compuestos monoaromáticos y/o poliaromáticos como los aceites minerales no convencionales o débilmente hidrotratados a menudo denominados LTMO (Low Toxicity Mineral Oil o aceite mineral de baja toxicidad).

Por último, el Grupo III comprende los fluidos de perforación débilmente aromáticos, es decir, que contienen menos de ,5 % de productos aromáticos totales de los cuales menos de 1 ppm son poliaromáticos. Estos líquidos se derivan de síntesis químicas, o de fracciones refinadas severamente hidrotratadas, hidrocraqueadas o hidroisomerizadas. También pueden estar compuestos de parafinas sintéticas derivadas del procedimiento de Fischer Tropsch, de olefinas polimerizadas (olefinas internas o IO, alfa-olefinas lineales o LAO y poli alfa-olefinas o PAO), así como de ásteres. Estos fluidos del grupo III se denominan sintéticos de acuerdo con la definición del Protocolo OSPAR por la Decisión 2/3 « on the Use of Organlc-Phase Drilling Fluids (OPF) and the Discharge of OPF-Contaminated Cuttings »

Estos fluidos del Grupo III son preferidos por los operadores no sólo por su estabilidad térmica, su resistencia a la oxidación, por su baja toxicidad relacionada con su débil aromaticidad, por su carácter no irritante y respetuoso con el medio ambiente, sino también por su respeto a las exigencias de seguridad, por un punto de inflamación elevado y una menor volatilidad.

En efecto, los vapores hidrocarbonados del fluido de perforación en suspensión en el aire ambiental pueden alcanzar concentraciones significativas alrededor de los tamices vibratorios de recuperación del lodo, y alrededor de los puntos de almacenamiento y de tratamiento del lodo. De este modo, los operadores presentes en las operaciones de perforación pueden estar en contacto con los lodos que contienen estos fluidos, ya sea por contacto dérmico o por inhalación. Este personal puede estar expuesto, por lo tanto, a concentraciones de productos hidrocarbonados vaporizados superiores a 45 mg/m3 En Noruega, las autoridades (Norweglan Labour Inspectlon Authority 23) limitan el nivel de exposición de los operadores (OEL Occupatlonal Exposure Llmlt) a 5 mg/m3 de vapores hidrocarbonados en el entorno de un pozo de perforación. Se ha constatado un aumento significativo del riesgo de cáncer o de fibrosis pulmonar entre 5 y 1 mg/m3.

Además, aparte de la volatilidad intrínseca relacionada con la naturaleza hldrocarbonada y con la composición del fluido, la temperatura del lodo a la salida del pozo y su caudal de circulación Influirán en la cantidad de vapor en la zona de trabajo y como consecuencia, en el nivel de exposición de los operadores.

El conocimiento de la tasa de volatilidad del fluido de perforación es por lo tanto esencial para el control de los Impactos sobre la salud y la seguridad de los operadores. Sin embargo, esta volatilidad es difícil de cuantificar, especialmente para los fluidos hidrocarbonados poco volátiles.

Sin embargo, este criterio de volatilidad no es Importante más que en el momento de la vuelta del lodo a la superficie, y el lodo debe presentar sobre todo, todas las características necesarias para que la broca hasta el fondo del pozo no se desgaste demasiado rápido o no se bloquee.

Las propiedades Teológicas principales de los lodos a base de aceite que contienen de 6 % a 95 % en peso de al menos un fluido de perforación, en particular en términos de viscosidad a presión, dependen esencialmente de las del fluido. En este caso, una buena reología en frío entre -1 °C y -2 °C consiste en lograr una buena viscosidad a estas temperaturas mientras se mantienen ¡guales las otras características.

Para alcanzar temperaturas negativas, en particular inferiores a -1 °C, se prefiere utilizar a menudo hidrocarburos ligeros que presentan buenas propiedades de viscosidad en frío. Sin embargo, dichos hidrocarburos presentan el Inconveniente de ser Igualmente muy volátiles lo que aumenta los riesgos relacionados con la seguridad y la salud de los operadores en la subida a la cabeza del pozo en donde la temperatura del lodo alcanza más de 6 °C. Además, se buscan fluidos de viscosidad muy baja, por ejemplo de viscosidad cinemática a 4 °C inferior a 2,5 mm2/s según la norma ISO 314 o ASTM D445, en el caso de perforaciones profundas con el fin de limitar las pérdidas de energía por fricción, principalmente a nivel de la barra de perforación, con el fin de reducir el tiempo de perforación.

Para seleccionar los fluidos de perforación, es habitual medir sus viscosidades cinemáticas a 2 °C (Kv2°C) y a 4 °C (Kv4°C) según la norma ISO 314 (o ASTM D445). Sin embargo, esto no es suficiente para representar el comportamiento reológlco del fluido en función de las diferentes temperaturas a las que será sometido. Se prefiere establecer una curva reológica del fluido correspondiente a la evolución de su viscosidad cinemática entre -2 °C y 1 °C por medidas sucesivas según la norma ISO 314.

Para comparar la volatilidad de los fluidos de perforación, se pueden discriminar dichos fluidos sobre la base de sus puntos de inflamación medidos según la norma ASTM D 93. Sin embargo, esta medida es insuficiente para apreciar la volatilidad efectiva, especialmente la del lodo a la salida de un pozo que se está perforando. Se han desarrollado numerosos métodos para intentar cuantificar esta volatilidad. En Europa, se han recopilado 7 métodos que han sido reconocidos por la HSPA (Asociaciones de productores de disolventes de hidrocarburos) para cuantificar la volatilidad de los fluidos hidrocarbonados. Estos métodos se describen en el documento OCDE Guidelines 14 de 7 de julio de 1995. Estos métodos no permiten determinar con ayuda de un método único la volatilidad sobre la totalidad del dominio posible comprendido entre 1'4 y 1+5 Pa (,1 a 1 milibares). Además, para medir las tensiones de vapor bajas, o las presiones inferiores a ,5 mbar a 2 °C, los métodos recopilados tienen intervalos de... [Seguir leyendo]

1. Un fluido de perforación obtenido a partir de una fracción hidrocarbonada de temperatura de destilación comprendida entre 2 y 35 °C que contiene:

- un contenido en hidrocarburos nafténicos inferior al 4 % en peso de dicha fracción,

- un contenido en isoparafinas que varia de 25 % a 7 %,

- un contenido en n-parafinas que varia de 5 % a 45 %,

- un contenido en productos aromáticos inferior a 1 ppm, cuya viscosidad a 4 °C es inferior o igual a 2,5 mm2/s para una presión de vapor a 1 °C inferior o igual a 1 mbar (1 kPa).

2. El fluido según la reivindicación 1, que contiene un contenido en hidrocarburos nafténicos inferior al 35 %.

3. El fluido según una de las reivindicaciones 1 y 2, que presenta un punto de fluidez inferior a -2 °C.

4. El fluido según la reivindicación 1, caracterizado por que su viscosidad cinemática a 4 °C es inferior a 2,3 mm2/s.

5. Un fluido según una de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado por que comprende las fracciones hidrocarbonadas obtenidas por hidrocraqueo y/o por hidrotratamiento o hidrodesparafinado de las fracciones derivadas de la destilación directa de los petróleos crudos, eventualmente en mezcla con ásteres de aceites vegetales.

6. Un fluido según una de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado por que su contenido en azufre es inferior a 5

ppm.

7. Un fluido según una de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado por que se obtiene a partir de hidrocarburos del grupo constituido por los chorros y los querosenos fuertemente desaromatizados y desulfurados, de punto de fluidez inferior a -2 °C medido según la norma ASTM D97.

8. Un fluido según una de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado por que comprende más de 5 % en peso de hidrocarburos que contienen de 12 a 24 átomos de carbono, y con preferencia más del 7 % de hidrocarburos de 16 a 22 átomos de carbono.

9. Un fluido según una de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado por que contiene más del 25 % en peso de isoparafinas y menos del 45 % en peso de n-parafinas para una concentración de naftenos inferior a 35 % en peso.

1. Un lodo de perforación que comprende más de 3 % del fluido de perforación según una de las reivindicaciones precedentes, en combinación con aditivos funcionales.

11. Un lodo según la reivindicación 1, caracterizado por que comprende de 3 a 95 % de fluido y de 5 a 7 % de aditivos funcionales elegidos del grupo constituido por los agentes espesantes, los emulsionantes, los agentes humectantes, los viscosificantes, los agentes reductores de filtrados, los agentes de partículas para formar los filtros de grava, los agentes de sostenimiento para mantener las fracturas abiertas de forma hidráulica en las formaciones subterráneas, tales como el celofán, el escleroglucano, el xantano.

12. El uso del lodo según una de las reivindicaciones 1 u 11, para la perforación, especialmente la perforación en el mar, ventajosamente a profundidades de más de 2 m, con preferencia de más de 4 m, para la perforación de pozos también de más de 2 m, con preferencia de más de 4 m, siendo estos pozos, pozos convencionales, horizontales o desviados.