ABSTRACT Generally, drilling fluids may be defined as fluids with a composition that can assist the generation and removal of cuttings from the borehole to the surface. They are classified according to their base as water based mud (WBM), oil based mud (OBM) or gas. Polymers, densifiers, brines, surfactants, among others are the primary components of drilling fluids. Currently the trend is to develop WBMs, which simulate the high performance of OBMs, with benefits such as reduction of environmental impacts and lower costs associated with cuttings and fluids disposal. This challenge introduces high performance materials in the oil industry such as nanomaterials. The increasing demand of hydrocarbons has led the study and production of unconventional resources in Argentina and worldwide like shale and tight reservoirs. Shales are sedimentary rocks composed of clay size particles and organic matter with laminar structure, low permeability and nanopores. In these types of rocks wellbore stability and shale inhibition are key factors while drilling with WBM, so it is necessary to avoid pore pressure increase and subsequent penetration of drilling fluid into the formation. In this research nanosilica (12nm) was used to minimize shale permeability through physically plugging the nanopores of shales which are of 30 nm as average. This nanomaterial will minimize not only fluid penetration, pore pressure, shale permeability and fluid-rock interaction but will improve wellbore stability. In this work the rheological behavior of WBM with nanoparticles was analyzed. Fluids were prepared with the same additives and composition as the ones used in argentine fields. Finally, the rheological behavior of WBM was compared with the OBM´s and the best concentration of nanosilica was determined: 0,5 %p/p. Also, filtration and inhibition tests were performed in agreement with API 13B1-2 and API 13I.
RESUMEN Los fluidos de perforación tienen como función principal remover los recortes de roca generados por el trepano. Son clasificados de acuerdo a sus componentes de base: agua (WBM, water based mud) o aceite (OBM, oil based mud). Entre los aditivos principales encontramos polímeros, densificantes, sales, tensioactivos y lubricantes. La tendencia actual es diseñar WBMs amigables con el ambiente, que puedan competir con los OBMs en términos de baja toxicidad, mínimo daño a la formación productora, eficiencia y bajos costos asociados con la disposición final de los recortes generados y los fluidos. Esto llevó a la incorporación de nuevas formulaciones y materiales tales como los nanométricos. La creciente demanda hidrocarburífera ha llevado al estudio y producción de reservorios no convencionales de tipo shale en Argentina y el mundo. Este tipo de formaciones sedimentarias de estructura laminar, están conformadas por partículas consolidadas del tamaño de las arcillas, poseen nanoporos y baja permeabilidad. Durante la perforación del shale con WBM se debe garantizar la estabilidad de las paredes del pozo controlando la inhibición de las arcillas presentes y el incremento de la presión poral ocasionado por el ingreso de fluido a la formación. Para este último propósito, en este trabajo, se seleccionó nanosílice de 12 nm, la cual obtura los poros del shale que tienen un tamaño promedio de 30 nm. Se busca de esta forma reducir el ingreso de fluido a la formación, la presión poral, la permeabilidad y minimizar la interacción roca-fluido. Se estudió la reología de los WBM diseñados y envejecidos con distintas proporciones de nanopartículas comparando con el comportamiento reológico de un OBM para determinar la concentración óptima de nanosílice que fue de 0,5% p/p. A su vez siguiendo las normas API 13B1-2 y API 13I se realizaron pruebas de control de filtrado e inhibición de los fluidos.