Nuevo procedimiento de perforación de cavidades subterráneas.

Procedimiento de perforación de cavidades en formaciones subterráneas que comprende una etapa de evacuación de los escombros de perforación aplicando un fluido acuoso en forma de espuma obtenido por mezcla:

- de una composición acuosa (C1) que comprende para 100% en masa:

- de 0,5 % en masa a 25% en masa de un compuesto de fórmula (I):

R1-C(O)-NH-CH(COOM)-(CH2)n-COOM' (I)

en la que n representa un número entero igual a 1 ó 2, R1 representa un radical hidrocarbonado alifático, lineal o ramificado, saturado o insaturado, que comprende de ocho a dieciocho átomos de carbono, M representa un catión monovalente y M', idéntico a, o diferente de M, representa un átomo de hidrógeno o un catión monovalente; o de una mezcla de compuestos de fórmula (I), y

- de 75% a 99,5% en masa de agua,

- con un gas o una mezcla de gases, elegido entre el aire, el nitrógeno o el dióxido de carbono.

Nuevo procedimiento de perforación de cavidades subterráneas La presente invención se refiere a un procedimiento de perforación de cavidades en formaciones subterráneas que aplica una etapa de evacuación de los escombros de perforación por medio de una espuma.

Los procedimientos de perforación de cavidades en formaciones subterráneas, en direcciones verticales o en oblicuo, como por ejemplo los procedimientos de perforación de pozos de petróleo, pozos de gas, pozos de agua, pozos mineros, o en direcciones horizontales, como por ejemplo los procedimientos de perforación de túneles o de galerías mineras, aplican etapas de evacuación de los escombros de perforación de espumas acuosas obtenidas por activación de un agente tensioactivo espumante en disolución acuosa. Estas espumas presentan la ventaja de constituir un buen soporte para los escombros y de no inducir presión de fondo demasiado grande gracias a las bajas densidades, lo que limita así los riesgos de daños de la formación subterránea.

En el caso de procedimientos de perforación de cavidades en formaciones subterráneas en direcciones horizontales, como por ejemplo los procedimientos de perforación de túneles o de galerías mineras, se utilizan generalmente máquinas llamadas tuneladoras, que son capaces de perforar un túnel o una galería cuyo diámetro corresponde a uno próximo al diámetro final de la obra que se va a realizar. Estos procedimientos de perforación, y principalmente los procedimientos de perforación que utilizan tuneladoras de confinamiento destinados a operar en terrenos de resistencia baja (como por ejemplo terrenos aluviales, arenas y arcillas) o acuíferos, aplican espumas acuosas para fluidificar los escombros de la perforación y para permitir su evacuación de la zona de perforación. Estos procedimientos de perforación permiten también mejorar la permeabilidad del terreno, y en consecuencia reducir la intensidad de las fuerzas de fricción que se ejercen sobre la máquina de perforación y por lo tanto reducir el desgaste de dicha máquina de perforación.

Las espumas que se aplican en estos procedimientos deben ser muy estables y tener una capacidad de ruptura grande, todo ello para limitar la cantidad utilizada, permitir una separación eficaz de los escombros durante su devolución a la superficie y de una disolución acuosa susceptible de ser reactivada como espuma para una nueva operación de perforación.

La ruptura de la espuma cuando se devuelve a la superficie se efectúa, bien por adición de agentes antiespumantes o bien por modificación del pH de la espuma acuosa. En este último caso, si la espuma es básica o neutra, se rompe reduciendo el pH a un valor inferior o igual a 4, 5 por adición de un agente ácido en disolución acuosa; o aumentando el valor del pH hasta al menos 9, 5 por adición de un agente alcalino en disolución acuosa.

Las espumas están formadas por un conjunto de celdas de gas separadas por finas láminas de líquidos, formadas por la yuxtaposición de burbujas que genera un gas dispersado en un líquido. Generalmente se preparan a partir de composiciones acuosas que comprenden al menos un agente tensioactivo espumante por mezcla de un gas, como por ejemplo el aire o el nitrógeno o el anhídrido carbónico. Se sabe que algunos agentes tensioactivos generan espumas por mezcla con gases. Sin embargo, las propiedades mecánicas de estas espumas son diferentes según la naturaleza de dichos agentes tensioactivos. Así, para obtener espumas de gran estabilidad, que se caracterizan por una viscosidad de espuma y una duración elevadas, el experto en la técnica debe combinar el agente tensioactivo con uno o varios aditivos que tengan como efecto el aumento de la rigidez de la estructura de celdas de gas.

La solicitud de patente francesa publicada con el número 2.439.230 divulga la utilización de aminas grasas como auxiliar de espumado, de disoluciones acuosas de tensioactivos tales como las alquilbetaínas, las alquil-amido betaínas, los alquilsulfatos o los alquilétersulfatos.

La solicitud internacional publicada con el número WO 93/22538 A1 describe un procedimiento de excavación de túnel que se caracteriza por la inyección de una espuma en la parte delantera del disco de corte o de la cámara de confinamiento de la máquina de perforación, generada por activación de un agente tensioactivo espumante en disolución acuosa en presencia de un elemento auxiliar para espumado elegido entre el grupo formado por aminas grasas, alcoholes grasos, alcanol amidas grasas o amino-óxidos terciarios.

La solicitud internacional publicada con el número WO03/035794 A1 describe un método de perforación de pozos que comprende una etapa de evacuación de los escombros de perforación por medio de un fluido de perforación acuoso, tal como una espuma, que comprende un agente de espumado que comprende al menos un fosfato de monoalquilo graso opcionalmente polietoxilado, permitiendo entonces producir la espuma en condiciones poco ácidas o alcalinas y destruirla en condiciones ácidas. El documento WO03/035794 A1 muestra también el aumento de la estabilidad de la espuma obtenida mediante el empleo de al menos un mono-éster fosfato de hidrocarbilo alifático por adición de un agente estabilizador de espuma.

Sin embargo, estos aditivos estabilizadores de la espuma, con frecuencia son poco biodegradables y a veces tóxicos, lo que les hace no conformes a las nuevas especificaciones reglamentarias en materia de medio ambiente.

Además no son utilizables en zonas geológicas sensibles, como por ejemplo las que contienen capas freáticas de agua potable, o zonas geográficas protegidas.

La solicitud de patente estadounidense publicada con el número US 2008/00111486 divulga la utilización de espuma de disoluciones acuosas de alquilpoliglucósidos, que son tensioactivos biodegradables para las operaciones de perforaciones de pozos. Sin embargo, las espumas generadas por estos tensioactivos no presentan propiedades mecánicas y de estabilidad suficientemente satisfactorias.

La solicitante ha venido trabajando en el desarrollo de una nueva solución técnica relativa a un procedimiento de perforación que comprende una etapa de evacuación de escombros aplicando una espuma obtenida por activación de un aminoácido N-acilado siendo el grupo acilo derivado de un ácido graso sin adición de aditivo estabilizante, y permitiendo de esta forma paliar los inconvenientes expuestos anteriormente.

Por eso la invención tiene como objetivo un procedimiento de perforación de cavidades en formaciones subterráneas que comprende una etapa de evacuación de los escombros de perforación aplicando un fluido acuoso, en forma de una espuma, obtenido por mezcla:

- de una composición acuosa (C1) que comprende para 100% en masa:

- de 0, 5 % en masa a 25% en masa de un compuesto de fórmula (I) :

R1-C (O) -NH-CH (COOM) - (CH2) n-COOMÂ (I)

en la que n representa un número entero igual a 1 ó 2, R1 representa un radical hidrocarbonado alifático, lineal o ramificado, saturado o insaturado, que comprende de ocho a dieciocho átomos de carbono, M representa un catión monovalente y MÂ, idéntico a, o diferente de M, representa un átomo de hidrógeno o un catión monovalente; o de una mezcla de compuestos de fórmula (I) , y -de 75% a 99, 5% en masa de agua, -con un gas o una mezcla de gases, elegido entre el aire, el nitrógeno o el dióxido de carbono.

En el procedimiento tal como se ha definido anteriormente, el fluido acuoso generalmente se prepara a nivel de la cabecera del pozo por mezcla de dicha composición acuosa (C1) y el gas o la mezcla de gases, por medio de un dispositivo adaptado y disponible comercialmente. La espuma obtenida de esta manera se transporta por el pozo por bombeo en el interior de tubos, reunidos en una columna que desciende por el pozo al nivel de la zona de perforación, para ser inyectada en esta zona de perforación, generalmente en medio del vástago de perforación. La devolución de la espuma a la superficie se efectúa a través de un espacio anular definido por los tubos anteriormente descritos y por las paredes del pozo, arrastrando los escombros de perforación hacia la superficie. A continuación, se separan los escombros de la espuma para ser evacuados.

Según un aspecto particular del procedimiento tal como se ha definido anteriormente, la composición acuosa (C1) comprende para 100 % en masa, de 0, 5% en masa a 15% en masa de un compuesto de fórmula (I) tal como se ha definido anteriormente, o de una mezcla de compuestos de fórmula (I) , y de 85% a 99% en masa de agua.

Según un aspecto más particular del procedimiento tal como se ha definido anteriormente, la composición acuosa (C1) comprende... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento de perforación de cavidades en formaciones subterráneas que comprende una etapa de evacuación de los escombros de perforación aplicando un fluido acuoso en forma de espuma obtenido por mezcla.

5. de una composición acuosa (C1) que comprende para 100% en masa: -de 0, 5 % en masa a 25% en masa de un compuesto de fórmula (I) :

R1-C (O) -NH-CH (COOM) - (CH2) n-COOMÂ (I) en la que n representa un número entero igual a 1 ó 2, R1 representa un radical hidrocarbonado alifático, lineal o ramificado, saturado o insaturado, que comprende de ocho a dieciocho átomos de carbono, M representa un catión monovalente y MÂ, idéntico a, o diferente de M, representa un átomo de hidrógeno o un catión monovalente; o de una mezcla de compuestos de fórmula (I) , y -de 75% a 99, 5% en masa de agua, -con un gas o una mezcla de gases, elegido entre el aire, el nitrógeno o el dióxido de carbono.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por que en la fórmula (I) n es igual a 1.

3. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por que en la fórmula (I) n es igual a 2.

4. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado por que la composición acuosa (C1) comprende una proporción no nula de al menos un compuesto de fórmula (I) , en la que n es igual a 1 y una proporción no nula de al menos un compuesto de fórmula (I) , en la que n es igual a 2.

5. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado por que en la fórmula (I) , el radical 20 R1 representa un radical alquilo elegido entre los radicales heptilo, nonilo, undecilo, tridecilo o pentadecilo.

6. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, para el que la composición acuosa (C1) comprende para 100% en masa: -de 0, 5 % en masa a 25% en masa de una mezcla de compuestos de fórmula (I) : R1-C (O) -NH-CH (COOM) - (CH2) n-COOMÂ (I) 25 obteniéndose dicha mezcla por acilación de un compuesto de fórmula (II) :

NH2-CH (COOM) - (CH2) n-COOMÂ (II) en la que n representa un número entero igual a 1 ó 2, M representa un catión monovalente y MÂ, idéntico a, o diferente de M, representa un átomo de hidrógeno o un catión monovalente, con una mezcla de ácidos grasos procedentes del aceite de coco o por una mezcla de derivados activados de dichos ácidos; y -de 75% a 99, 5% en masa de agua.

7. Procedimiento según una o cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado por que en la fórmula (I) M representa un átomo de sodio o de potasio y MÂ representa un átomo de hidrógeno.

8. Procedimiento según una o cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado por que en la fórmula (I) M y MÂ representan un átomo de sodio o un átomo de potasio.

9. Procedimiento según la reivindicación 7, para el que la mezcla de compuestos de fórmula (I) se elige entre la monosal de sodio o de potasio del ácido N-cocoilglutámico, o la mono-sal de sodio o potasio del ácido N-cocoilaspártico.

10. Procedimiento según la reivindicación 8, para el que la mezcla de compuestos de fórmula (I) se elige entre la di-sal de sodio o de potasio del ácido N-cocoilglutámico, o la di-sal de sodio o de potasio del ácido N-cocoilaspártico.

11. Procedimiento según una o cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizado por que la composición acuosa

(C1) comprende además, para 100% de su masa, de 0, 5% en masa a 15% en masa y más particularmente de 0, 5% en masa a 10% en masa, de al menos un tensioactivo diferente del compuesto de fórmula (I) , elegido entre los tensioactivos no iónicos, los tensioactivos aniónicos, los tensioactivos catiónicos y los tensioactivos anfóteros, entendiéndose que la proporción en masa total en dicho tensioactivo diferente del compuesto de fórmula (I) es inferior a la proporción en masa total en dicho compuesto de fórmula (I) .

12. Procedimiento según la reivindicación 11, caracterizado por que la composición acuosa (C1) comprende además, para 100% de su masa, de 0, 5% en masa a 10% en masa de N-cocoilglicina o de N-dodecanoilglicina.

13. Procedimiento de perforación según una de las reivindicaciones 1 a 12, en el que dicha etapa de evacuación está precedida por, o conduce simultáneamente a una etapa de fracturación de la roca por proyección de dicho fluido de perforación en forma de espuma.