MX2013013234A - Composiciones fraguables que contienen metacaolin que tienen un contenido reducido de cemento portland. - Google Patents

Abstract

De las muchas composiciones y métodos proporcionados en la presente, un método incluye proporcionar un fluido fraguable que comprenda un medio de base acuosa, una composición de cal, y una combinación cementosa que comprenda macroparticulas de metacaolín y macropartículas de alumino-silicato, en donde la combinación cementosa está esencialmente libre de cemento Portland; introducir el fluido fraguable en un sondeo que penetre una formación subterránea que comprende un componente corrosivo; y dejar fraguar el fluido fraguable en la misma.

Description

COMPOSICIONES FRAGUABLES QUE CONTIENEN METACAOLIN QUE TIENEN UN CONTENIDO REDUCIDO DE CEMENTO PORTLAND CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con operaciones de cementación, y más específicamente, con operaciones de cementación en formaciones subterráneas que contienen componentes corrosivos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Las composiciones de cemento hidráulico comúnmente se utilizan en operaciones subterráneas, en particular en operaciones de completación y reparación. Por ejemplo, las composiciones de cemento hidráulico se pueden utilizar en operaciones primarias de cementación con lo cual cadenas de tuberías, tales como revestimientos y tubos perforados, se cementan en sondeos. Las composiciones de cemento hidráulico también se pueden utilizar en operaciones de cementación para reparación tales como obturación de zonas bastante permeables o fracturas en pozos, obturación de grietas y orificios en cadenas de tuberías, y lo semejante.

Se han utilizado una variedad de -composiciones dé cemento hidráulico en operaciones convencionales de cementación subterránea con las composiciones de cemento más comunes que comprenden cemento Portland. Sin embargo, el cemento Portland tiene desventajas en su método de preparación, los métodos de implementación, y las composiciones de fraguado final. El cemento. Portland en general se prepara al calentar una mezcla de materias primas que comprenden óxido de calcio, óxido de silicio, óxido de aluminio, óxido férrico y óxido de magnesio en, un horno a aproximadamente 1500°C. De esta forma, las necesidades energéticas para producir el cemento Portland son bastante altas, y la pérdida de calor durante la producción puede provocar adicionalmente necesidades energéticas reales que serán incluso mayores. Además, el proceso para la fabricación del cemento Portland produce aproximadamente 5% del CO2 antropogénico global total. Esto hace que sea un método de producción costoso con una alta emisión de carbono. El proceso de fabricación de los cementos Portland también tiene variaciones lote a lote que pueden proporcionar resultados impredecibles cuando se aplican en un pozo.

Además de las desventajas de fabricación, la implementación de ¦ cementos Portland en formaciones subterráneas también tiene desventajas. Las sales, en particular sales multivalentes, con frecuencia provocan problemas durante el bombeo e instalación de un cemento Portland. Por ejemplo, cuando se exponen a sales de magnesio o calcio,, se . sabe que la suspensiones de cemento Portíand se viscosifican rápidamente hasta un punto en que el cemento ya no se puede bombear. En formaciones subterráneas, las sales de magnesio y calcio se pueden encontrar en salmueras, 5 minerales evapp.riticos, y¦ domos salinos. Para mitigar este efecto, los ingenieros pueden agregar inhibidores de incrustaciones,, agentes quelantesr u otros aditivos a un fluido de tratamiento que contenga el cemento Portíand. Sin embargo, ' este método típicamente está restringido debido a '¦·.'.' . i . , ..? ¦ .'.á. i :i.a. '.(;i. ! '¦ .?.·. ;·:?.. . ;n ' ¦¦ ' < G los costos muy altos de material e instalación. i"-" ". <·¦ - '::- . . ." rrc-.v.- . "i. Cornac i r p * \ · i. ·-.: * : '' . ¦ Además, una vez que los cementos Portíand se ' ¿ ¦' ri'i.: :.;':': '' ¦·¦' : ¦ (¾:!. :: -i se ¡rueden v.c.cor1 t. rr' ' . fraguan dentro de un sondeo,. componentes corrosivos, T:. · ra le : ¦ >¦ r.¡:c-r rticop y conos ra.'rir"iós. ¦ ?ai ... :.. similares a sales, ácido carbónico, y sulfuro de hidrógeno, f \~ o . 'ios · in'jer-i'fTrofi ' 'pwsder.' r,:-.rec'a ' ir.'.-.x. ~' encontrados dentro de algunas formaciones subterráneas pueden íi u,:!t V' V'>:T ':.. ¦ '. g'o f;. ' C Í::.'¾T"÷: rj . ;'. o :r'>r> ¦" 5 provocar una ruptura de la estructura del cemento Portíand. ' '. ' :· · "'".i " ':. rrr:: ónr o - ve ·: c." · 7 · .* .i !. · \. · . · En el sentido en el que " se utiliza en la presente, el término ' ' '· ·' " ' r.:]0 , cr irr=':p · : í'r i c n ó e ' ;.i : r:.r:,r.: corrosivo se refiere a una sustancia que destruye o daña . " .:¦ ¦':'·'" *"¦¦.: ,¦ ri :.c.5: ír mate rj.. al, i:r.'.. a. ':: rr ; irreversiblemente otra superficie o sustancia con la cual se '. ,..¦,¦:·' ;.. ' :t i e"' '"*u -? · o? •"••¿•.ip - - pone en contacto. Por ejemplo, la pérdida dé metal debido a '....· .. , '.~.-v.:.r ', d.r '..ri so deo, , c; :Mv cr.5:'lt. r .J 0 reacciones químicas o electroquímica' es una forma de corrosión comúnméñte conocida. " Las' velocidades de corrosión : ;- : r ; r ." q ~.;5= ín ?.:' r; : j s; .; · " pueden variar dependiendo del tiempo, temperatura, componente · ,· ·¦¦ . ·..¾' rri:?r ..j- ¦¦ ...e ¦ Ir ¦ '???t:??: er .i ;: ..•o.. : ". , . corrosivo, pH, y otras variables físicas y químicas. Por ejemplo, corrió se muestra en "la reacción química más adelante, • .. Leí:¦.· :r .: ¿: ' Jv.'-r^ 3'jjy-!r fi . ~. '> ' o. r- \-.r-.\ ~ ¦ .' el dióxido de carbono disuelto y el ácido carbónico pueden atacar a los cementos Portland al convertir el hidróxido de calcio a un carbonato de calcio más estable y/o bicarbonato de calcio. En primer lugar, el dióxido de carbono disuelto se convierte a ácido carbónico, disminuyendo con esto el pH local. La velocidad de conversión puede ....depender de la temperatura, presión parcial del dióxido de carbono, y concentración de sales. En segundo lugar, se presenta carbonatación de los cementos Portland lo cual puede provocar densificación lo que conduce a una dureza aumentada y una permeabilidad reducida disminuyendo con esto la difusión de C02 y (b) expansión de volumen de hasta 6%, lo cual puede conducir al desarrollo de micro a macrogrietas en casos extremos. Estos resultados pueden ser debido a un aumento en la masa (a partir del consumo químico de C02) dentro del volumen definido por la matriz sólida de cemento fraguado. Por último, el fenómeno a largo plazo de la disolución de CaC03 se puede presentar cuando el cemento está rodeado por agua que contenga CO2 disuelto durante períodos de tiempo prolongados. La disolución de CaC03 puede aumentar la porosidad y/o permeabilidad disminuyendo con esto la resistencia mecánica general. La integridad disminuida del cemento puede conducir a un aislamiento zonal ineficiente y, en casos extremos a una ruptura completa de la composición de cemento. 1) Formación de ácido carbónico: C02 + H20 ? H2C03 2) Carbonatacion de portlandita y/o hidratos de cemento: Ca(OH)2 + H2C03 ? CaC03 + 2 H20 C-S-H y/o fases cristalinas + H2CO3 - Si02 (gel)+ CaC03 + H20 3) Disolución de CaC03 (efecto a largo plazo) : CaC03 + H2CO3 ? Ca(HC03)2 ' „ ..

La corrosión por dióxido de carbono y/o ácido carbónico puede, a través de los mecanismos anteriores, conducir a una resistencia disminuida de una composición de cemento Portland lo cual por último provocará fracturación y ruptura de una estructura subterránea de cemento. Esta corrosión puede ser de mayor preocupación dependiendo de las características de la estructura subterránea de cemento. Por ejemplo, el área superficial aumentada y/o la permeabilidad aumentada de la estructura de cemento al agua, como puede ser el caso en una estructura de cemento espumado, pueden aumentar dramáticamente la velocidad a la cual se corroe la estructura provocando una vida útil más corta.

Mediante un mecanismo similar, el ácido sulfúrico puede provocar corrosión del cemento Portland. La corrosión por ácido sulfúrico se puede aumentar si el sondeo contiene sales de sulfato y/o bacterias que metabolizan el sulfuro de hidrógeno y/o azufre a ácido sulfúrico.

Adicionalmente, el sulfuro de hidrógeno puede provocar un deterioro significativo de cemento Portland. El sulfuro de hidrógeno en presencia de agua se convierte a HS~ y/o S2" que reacciona con el hidróxido de calcio y los componentes que contienen óxido de metales de transición en el cemento Portland para formar sulfuro de calcio y sulfuro de metales de transición. Por ejemplo, los componentes que contienen hierro, tales como ferroaluminato de calcio (C4AF) (en general presente de 8-13% de cemento Portland) , puede reaccionar con el sulfuro de hidrógeno mediante la reacción: C4AF: o FexOy' + H2S ? FeS2 + H2 (gas) ' Para mitigar el daño corrosivo, los ingenieros utilizan otras composiciones cementosas para reemplazar al menos algo del cemento Portland en operaciones subterráneas. Esto puede efectivo para la formación con una moderada capacidad corrosiva. Sin embargo, podría ser ventajoso tener una composición cementosa esencialmente libre de cemento Portland para utilizarse en formaciones subterráneas con alta capacidad corrosiva o la mezcla de componentes corrosivos.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN En un primer aspecto, la presente invención proporciona un método de cementación, el método comprende: proporcionar un fluido fraguable que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal y una mezcla cementosa que comprende macroparticulas de metacaolín y macropartículas de aluminosilicato, en donde la mezcla cementosa está esencialmente libre de cemento Portland; intx.oduc.p-rt,. el fluido fraguable en un sondeo que penetra una formación subterránea que comprende un componente corrosivo, y dejar fraguar el fluido fraguable en la misma.

El componente corrosivo se puede seleccionar del grupo que consiste de un ácido; dióxido de carbono disuelto; una sal monovalente; una sal multivalente; un compuesto que ¦i contiene azufre; un microorganismo y un subproducto de los mismos, y cualquier combinación de los mismos. El fluido fraguable puede comprender además un aditivo seleccionado del grupo que consiste de un retardador de fraguado, un acelerador de fraguado, un viscosificante, un gas, un tensioactivo, un aditivo para controlar la pérdida de fluidos, un auxiliar de suspensión, un modificador de las propiedades mecánicas, un modificador de densidad, un auxiliar para controlar la migración de gases, y cualquier combinación de los mismos. Las macropartículas ' dé metacaolín pueden comprender macropartículas de metacaolín bastante reactivas. Las macropartículas de metacaolín pueden estar presentes en el fluido fraguable a una proporción entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla cementosa total. Al menos algunas de las macropartículas de aluminosilicato se pueden seleccionar del grupo que consiste de una macropartícula de cenizas volantes Clase F, una macropartícula de cenizas volantes Clase C, una mcropartícula de polvo del horno de cemento, una macropartícula de ceniza bioresidual, una macropartícula de zeolita, una macropartículas de escoria, y cualquier combinación de los mismos. Las macropartículas de aluminosilicato pueden estar presentes en el fluido fraguable a una proporción entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 95% en peso de la mezcla cementosa total. La composición de cal puede estar presente en el fluido fraguable en una cantidad entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 50% en peso de la mezcla cementosa ' total . El fluido fraguable puede estar espumado. El fluido fraguable puede estar incluido en un fluido de tratamiento seleccionado del grupo que consiste de un fluido de punteado-, -un- fluido de inundación, un fluido separador, una suspensión de cemento, un fluido de compresión, un fluido para perforación y un fluido de consolidación. La formación subterránea puede incluir una composición cementosa que se colocó en la misma antes de introducir el fluido fraguable en el sondeo. La formación subterránea puede tener una temperatura en el fondo del pozo de aproximadamente -1°C (30°F) hasta aproximadamente 110°C (230°F) . El fluido fraguable puede tener un tiempo de espesamiento entre aproximadamente - 3 ' 'horas ' hasta aproximadamente 5 días, según se mide con un consistómetro a alta temperatura y alta presión a una temperatura de circulación deseada en el fondo de pozo dentro¦ de la variación entre aproximadamente 27 °C (80°F) hasta aproximadamente 343°C (650°F). El fluido fraguable puede tener una densidad mayor de aproximadamente . ,1620^ kg/m3 (13.5 libras por galón) . El fluido fraguable puede tener una densidad menor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón) . El fluido fraguable se puede proporcionar como un fluido para perforación, en donde el fluido para perforación comprende además un retardador de fraguado presente entre aproximadamente 2% hasta aproximadamente 15% en peso de la mezcla cementosa y está esencialmente libre de cemento Portland, y el fluido para perforación se puede utilizar para perforar al menos una porción de un sondeo que penetra unas formación subterránea al introducirlo en la formación.

En un segundo aspecto, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar un fluido para perforación que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, un retardador de fraguado, y una mezcla cementosa que comprende macroparticulas de metacaolin y macroparticulas de aluminosilicato, en donde el fluido para perforación está esencialmente libre de cemento Portland, y en donde el retardador de fraguado está presente entre aproximadamente 2% hasta aproximadamente 15% en peso de la mezcla cementosa, y perforar al menos una porción de un sondeo que penetra una formación subterránea con el fluido para perforación.

El fluido para perforación puede no fraguarse durante al menos aproximadamente 72 horas después de la introducción en el sondeo. El fluido para perforación puede comprender además un aditivo seleccionado del grupo que consiste de un retardador de fraguado, un acelerador de fraguado, un viscosificante, un gas, un tensioactivo, un aditivo para controlar la pérdida de fluidos, un auxiliar de suspensión, un modificador de propiedades mecánicas, un modificador de densidad, una auxiliar para , controlar la migración de gases, y cualquier combinación de los mismos. La porción del sondeo que se perforará puede contener un componente corrosivo seleccionado del grupo que consiste de ácido carbónico; dióxido de carbono disuelto; una sal monovalente; una sal multivalente; compuestos que contienen azufre y cualquier combinación de los mismos.

En un tercer aspecto, la presente invención proporciona un fluido fraguable que comprende: un medio de base acuosa; una mezcla cementosa que comprende: macropartículas de metacaolín a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla cementosa y una ceniza volante a una concentración entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente -95% -en peso de la mezcla cementosa, y una composición de cal a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 25% en peso de la mezcla cementosa, en donde el fluido fraguable no incluye un cemento Portland.

El fluido fraguable puede comprender además un aditivo seleccionado del grupo que consiste de un retardador de fraguado, un acelerador de fraguado, un viscosificante, un gas, un tensioactivo, un aditivo para control de pérdida de fluido, un auxiliar de' suspensión, un modificador de las propiedades mecánicas, un modificador de densidad, un auxiliar para controlar la migración de gases, y cualquier combinación de los mismos. Las macropartículas metacaolín pueden comprender macropartículas metacaolín bastante reactivas. El fluido fraguable puede estar espumado. El fluido fraguable puede estar incluido en un fluido para tratamiento seleccionado del grupo que consiste de un fluido de punteado, un fluido de inundación, un fluido separador, una suspensión de cemento, un fluido de compresión, un fluido para perforación, y un fluido de consolidación. El fluido fraguable puede tener una densidad mayor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón). El fluido fraguable puede tener una densidad menor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón) . El fluido fraguable se puede proporcionar como un fluido para perforación, en donde el fluido para perforación comprende además un retardador de fraguado presente a aproximadamente 2% hasta aproximadamente 15% en peso de la mezcla cementosa y está esencialmente libre de cementó Portland.

En un cuarto aspecto, la presente invención proporciona un fluido fraguable que comprende: un medio de base acuosa; una mezcla cementosa que ¦ comprende: macropartículas de metacaolin a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla cementosa y una ceniza volante a una . concentración entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 95% en peso de la mezcla cementosa, y una composición de cal a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 25% en peso de ' la mezcla cementosa, en donde el fluido fraguable está esencialmente libre de cemento Portland.

El fluido fraguable puede comprender además un aditivo seleccionado del grupo que consiste de un retardador de fraguado, un acelerador de fraguado, un viscosificante, un gas, un tensioactivo, un aditivo para control de pérdida de fluido, un auxiliar de suspensión, un modificador de las propiedades mecánicas, un modificador de densidad, un auxiliar para controlar la migración de gases,, j cualquier combinación de los mismos. Las macropartículas metacaolín pueden comprender macroparticulas metacaolín bastante reactivas. El fluido fraguable puede estar espumado. El fluido fraguable puede estar incluido en un fluido de tratamiento seleccionado del grupo que consiste en un fluido de punteado, un fluido de inundación, un fluido separador, una suspensión de cemento, un fluido de compresión, un fluido para perforación, y un fluido de consolidación. El fluido fraguable puede tener una densidad mayor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón) . El fluido fraguable puede tener una densidad menor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón) . El fluido fraguable se puede proporcionar como un fluido para perforación, en donde el fluido para perforación comprende además un retardador de fraguado presente a aproximadamente 2% hasta aproximadamente 15% en peso de mezcla cementosa y está esencialmente libre de cemento Portland.

La presente invención se relaciona con operaciones de cementación, y más específicamente, con operaciones de cementación en formaciones subterráneas que contienen componentes corrosivos.

En una modalidad, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar un fluido fraguable que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, y una mezcla cementosa que comprende macropartículas de metacaolín y macropartículas de aluminosilicato, en donde la mezcla cementosa está esencialmente libre de cemento Portland; introducir el fluido fraguable en un sondeo que penetra una formación subterránea que comprende un componente corrosivo, y dejar fraguar el fluido fraguable en la misma.

En una modalidad, la presente invención proporciona un método que comprende: proporcionar un fluido para perforación que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, un retardador de conjunto, y una mezcla cementosa que comprende macropartículas de metacaolín y macropartículas de aluminosilicato, en donde el fluido para perforación está esencialmente libre de cemento Portland, y en donde el retardador de fraguado está presente en aproximadamente 2% hasta aproximadamente 10% en peso de mezcla ajustable; y perforar al menos una porción de un sondeo que penetra una formación subterránea con el fluido para perforación.

En una modalidad, la presente invención proporciona un fluido fraguable que comprende: un medio de base acuosa; una mezcla fraguable que comprende macroparticulas de metacaolin a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla fraguable y una ceniza volante a una concentración entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 95% en peso de la mezcla fraguable, y una composición de cal a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 25% en peso de la mezcla fraguable, en donde el fluido fraguable no incluye un cemento Portland .

Las características y ventajas de la presente invención serán fácilmente evidentes para aquellos expertos en la técnica con una lectura de la descripción de las modalidades preferidas más adelante.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las siguientes figuras se incluyen. para ilustrar ciertos aspectos de la presente invención, y no se deben observar como modalidades exclusivas. La materia descrita tiene capacidad de una modificación, alteración y equivalentes considerables en la forma y función, como se presentará para aquellos expertos en la técnica y que tengan el beneficio de esta descripción.

La figura 1, representa una sección transversal de un equipo de sondeo y un sondeo para recuperar petróleo o gas proveniente de una formación subterránea penetrada por el sondeo.

La figura 2, representa una sección transversal de un sondeo que penetra una formación subterránea, dentro de la cual residen dos zonas que contienen hidrocarburos.- DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con operaciones de cementación, y más específicamente, con operaciones de cementación en formaciones subterráneas que contienen componentes corrosivos.

De las muchas ventajas de la presente invención, la presente invención proporciona mezclas cementosas y fluidos fraguables que están esencialmente libres de cemento Portland. Las mezclas cementosas y los fluidos fraguables pueden ser adecuados para usos subterráneos donde no son útiles las composiciones de cemento Portland. Más específicamente las mezclas cementosas y los fluidos fraguables se pueden utilizar junto con fluidos para tratamiento a base de salmuera, que pueden ser incompatibles con el cemento Portland, y en formaciones subterráneas con componentes corrosivos similares a sales, ácido carbónico, y sulfuro de hidrógeno que corroen las composiciones de cemento Portland. Las mezclas cementosas de la presente invención incluyen metacaolin. Además de la compatibilidad con formaciones subterráneas con salmueras y corrosivas, los métodos para producción de metacaolin consumen menos energía que los métodos para producción de cemento Portland, disminuyendo con esto el costo y la emisión de carbono de las operaciones de cementación. Adicionalmente, la producción de metacaolin tiene menos variabilidad lote a lote que el cemento Portland, lo cual puede reducir los resultados impredecibles o inconsistentes cuando se emplean en un sondeo. Los resultados inconsistentes se pueden mitigar adicionalmente con el uso de metacaolin debido a que las fases minerales de metacaolin, y otros aluminosilicatos, son estables a alta temperatura. Mientras que las fases minerales del cemento Portland a temperaturas mayores de aproximadamente 110 °C (aproximadamente 230 °F) pueden exhibir retrogresión de resistencia.

Además, los fluidos fraguables proporcionados en la presente se pueden producir a densidades variables y pueden ser compatibles con agentes espumantes conocidos, agentes para controlar la pérdida de fluidos, y otros aditivos comunes. Las mezclas cementosas y los fluidos fraguables también pueden tener características de resistencia y bombeo similares a las de las composiciones de cemento Portland. Por lo tanto, las mezclas cementosas y los fluidos fraguables de la presente invención pueden estar disponibles para una fácil integración y a costo redituable en las operaciones y métodos de sondeos existentes.

Se debe observar que cuando se proporciona "aproximadamente" al inicio de una lista numérica, "aproximadamente" modifica cada número de la lista numérica. Además, en algunos listados de variaciones numéricas, algunos limites inferiores listados pueden ser mayores que algunos limites superiores listados. Un experto en la técnica reconocerá que el subconjunto seleccionado requerirá la selección de un limite superior en exceso del limite inferior seleccionado. Dondequiera que se proporcione una variación de valores, cualquier subconjuto de esa variación (entre el punto mayor y menor) es una variación alternativa aceptable en las modalidades de la presente invención.

En algunas modalidades, una mezcla cementosa de la presente invención puede comprender macroparticulas de metacaolin y macroparticulas de aluminosilicato . Se debe entender que el término "macroparticula" o "partícula", en el sentido en el que se utiliza en esta descripción, incluye todas las formas conocidas de materiales, incluyendo, de manera enunciativa, materiales esféricos, materiales sustancialmente esféricos, materiales de alta y baja relación dimensional, materiales fibrosos, materiales poligonales (tales como materiales cúbicos), y mezclas de los mismos. En general, el metacaolín es una puzolana blanca que se puede preparar al calentar arcilla de caolín, por ejemplo, a temperaturas en la variación entre aproximadamente 500 °C hasta aproximadamente 900°C. En algunas modalidades, las macroparticulas de metacaolín pueden comprender metacaolín bastante reactiva. En general, el metacaolín bastante reactiva es metacaolín que se ha procesado a temperaturas en exceso de 650°C. En algunas modalidades, el metacaolín puede estar presente en la mezcla cementosa a una concentración que varía de un límite inferior de aproximadamente 5%, 10%, 15%, 25%, o 50% en peso de la mezcla fraguable hasta un límite superior de aproximadamente 85%, 75%, 65%, o 5,0 en peso de la mezcla cementosa, y en donde la concentración puede variar de cualquier límite inferior a cualquier límite superior y abarca cualquier subconjunto entre los límites superior e inferior .

Las macroparticulas de aluminosilicato adecuados pueden ser cualesquiera puzolanas conocidas comprendidas de óxidos de aluminio y óxidos de silicio. Los ejemplos de macroparticulas de aluminosilicato incluyen, de manera enunciativa, cenizas volantes que incluyen Clase F y Clase C; polvo del horno de cemento; ceniza bioresidual; zeolita; cemento de escorias; macroparticulas de esquisto; piedra pómez (incluyendo pumicita) , y cualquier combinación de los mismos. Los ejemplos adecuados de cenizas volantes incluyen, de manera enunciativa, POZMIX® A (aditivo de cemento, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) y Micro Fly Ash® (aditivo de cemento, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) . En algunas modalidades, el aluminosilicato puede estar presente en la mezcla fraguable en una concentración que varia de un limite inferior de aproximadamente 15%, 25%, 35%, 50%, o 60% en peso de la mezcla cementosa hasta un limite superior de aproximadamente 95% , 85%, 75%, 65%, o 50% en peso de la mezcla cementosa, y en donde la concentración puede variar de cualquier limite inferior a cualquier limite superior y abarcar cualquier subconjunto entre los limites superior e inferior.

En algunas modalidades, una mezcla cementosa de la presente invención puede estar esencialmente libre de cemento Portland. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "esencialmente libre" se debe tomar con el significado de menos de aproximadamente 1% en peso de la mezcla cementosa. En algunas modalidades, la mezcla cementosa puede contener cemento Portland en una cantidad menor de aproximadamente 0.1%, 0.05%, o 0.01% en peso de la mezcla cementosa. A manera de un ejemplo no limitante, la mezcla cementosa puede estar libre de cemento Portland, es decir, la mezcla cementosa no contiene cemento Portland. Los cementos Portland adecuados pueden incluir, de manera enunciativa, aquellos clasificados como las Clases A, C, G, y H del American Petroleum Institute; ASTM Tipo I, II, y III y cualquier combinación de los mismos.

En algunas modalidades, un fluido fraguable de la presente invención puede comprender una mezcla cementosa, un medio de base acuosa, y una composición de cal. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "fluido fraguable" se debe tomar con el significado de una composición que se fragua a través del tiempo para formar una masa endurecida. El medio de base acuosa adecuado para utilizarse en la presente invención puede comprender agua dulce, agua salada (por ejemplo, agua que contenga una o más sales disueltas en la misma), salmuera (por ejemplo, agua salina saturada) , agua de mar, y cualquier combinación de las mismas. En general, el agua puede provenir de cualquier fuente, siempre y cuando no contenga componentes que pudieran afectar adversamente la estabilidad y/o desempeño de la composición o los métodos de la presente invención. En algunas modalidades, un medio de base acuosa puede comprender una sal. Las sales adecuadas pueden ser sales mono- o multivalentes, incluyendo, de manera enunciativa, sales de sodio, sales de potasio, sales de magnesio, sales de calcio, sales de cloruro, sales de bromuro, sales de sulfato, sales de carbonato, sales de fosfato, y cualquier combinación de las mismas. En algunas modalidades, las sales pueden estar presentes en un medio de base acuosa en una concentración hasta su limite saturado de concentración a la presión y temperatura en el fondo del pozo, por ejemplo, aproximadamente 37% en peso del agua a condiciones ambientales .

En el sentido en el que se utilizará en lo sucesivo, el término "composición de cal" se debe tomar con el significado de una composición que comprenda óxidos de metal alcalino, tales como óxido de calcio, hidróxidos de calcio, óxidos de magnesio, o cualquier combinación de los mismos. En algunas modalidades, la composición puede comprender cal hidratada. En algunas modalidades, una la composición de cal puede estar presente en un fluido fraguable en una cantidad que varia de un limite inferior de aproximadamente 5%, 10%, 15%, o 25% hasta un limite superior de aproximadamente 50%, 40%, 30%, 25%, o 15% en peso de la mezcla cementosa, y en donde la concentración puede variar de cualquier limite inferior a cualquier limite . superior y abarca cualquier subconjunto entre los limites- superior e inferior.

En algunas modalidades, un fluido fraguable de la presente invención se introduce en un sondeo y/o una formación subterránea y se deja: fraguar en la misma. Las formaciones subterráneas adecuadas incluyen todas las formaciones subterráneas, incluyendo, de manera enunciativa, formaciones que contienen componentes corrosivos; formaciones a baja temperatura, es decir, aproximadamente -1°C (aproximadamente 30°F) hasta aproximadamente 27 °C (aproximadamente 80 °F) la temperatura de circulación en el fondo de pozo; formaciones con un domo salino, hoja, pilar, u otra estructura; formaciones evaporiticas; formaciones no consolidadas; formaciones de esquisto, y cualquier combinación de las mismas. Los componentes corrosivos pueden incluir, de manera enunciativa, ácidos, que incluyen, ácido carbónico, ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico, ácido acético, ácido sulfúrico, ácido fórmico, y lo semejante; dióxido de carbono disuelto; sales que incluyen sales mono- y multivalentes, por ejemplo, cloruro de sodio y cloruro de magnesio; compuestos que contienen azufre, que incluyen sulfuro de hidrógeno, ácido sulfúrico, y azufre; microorganismos y sus subproductos, y cualquier combinación de los mismos. A manera de un ejemplo no limitante, un fluido fraguable se puede introducir en un sondeo que penetra una formación subterránea con un domo salino y altos niveles de ácido carbónico. Las mezclas cementosas y los fluidos fraguables proporcionados en la presente pueden ser particularmente adecuados para utilizarse en formaciones corrosivos. A manera de un ejemplo no limitante, la formación Singa en Indonesia, que comprende aproximadamente 30% de C02 y 11% de H2S, puede ser bastante adecuada para las mezclas cementosas y los fluidos fraguables proporcionados en la presente.

En algunas modalidades, un . fluido fraguable se puede utilizar para operaciones de cementación primarias u operaciones de cementación para reparación. A manera de ejemplos no limitantes de la cementación primaria, se puede introducir un fluido fraguable en una corona circular entre una cadena de tuberías ubicada en una formación subterránea y la formación subterránea" y luego' se deja fraguar en la misma. A manera de un ejemplo no limitante de una cementación para reparación, se puede utilizar un fluido fraguable en operaciones de cementación para compresión o en la colocación de tapones de cemento. Los ejemplos adicionales pueden incluir utilizar un fluido fraguable para obturar un hueco o grieta en un conducto en un sondeo; para obturar un hueco o grieta en un revestimiento de cemento colocado en una corona circular del sondeo; para obturar una abertura entre el revestimiento de cemento y un conducto; para evitar la pérdida de fluidos de perforación acuosos o no acuosos en las zonas de circulación pérdida, tales como un hueco, una zona vugular o fractura, que se utilizará como un fluido enfrente de la suspensión de cemento en las operaciones de cementación; para sellar un corona circular entre el sondeo y una tubería expandible o cadena de tuberías, o una combinación de los mismos. La figura 2, ilustra un ejemplo no limitante para la utilización de un fluido fraguable descrito en la presente para proporcionar un control de circulación perdida en una formación subterránea parcialmente sin consolidar. La figura 2, ilustra un sondeo 500 y un revestimiento 510 con una corona circular 520 entre los mismos que penetran una formación subterránea con zonas que contienen hidrocarburos 100 y 200, en donde la zona que contiene hidrocarburo 100 es una zona sin consolidar. El aislamiento zonal de la zona que contiene hidrocarburos sin consolidar 100 se proporciona mediante una composición de fraguado 405 producida a partir de un fluido fraguable proporcionado en la presente.

En algunas modalidades, el fluido fraguable se puede incluir en otro fluido de tratamiento incluyendo, de manera enunciativa, un fluido de punteado, un fluido de inundación, un fluido separador, una suspensión de cemento, un fluido de compresión, un fluido para perforación, y un fluido de consolidación. En algunas modalidades, el fluido fraguable puede estar espumado.

En algunas modalidades, el fluido fraguable de la presente invención se puede utilizar junto con operaciones de sondeo especificas, incluyendo, de manera enunciativa, operaciones de revestimiento, operaciones, de obturación, operaciones de perforación, operaciones de circulación perdida, operaciones de torta de filtro, operaciones para control de arena, operaciones de fracturación, operaciones de completación, operaciones para bloqueo de agua, operaciones estabilizantes de arcilla y operaciones para reforzamiento del sondeo. Los métodos y composiciones de la presente invención se pueden utilizar en operaciones a gran escala o balas. En el sentido en el que se utiliza en la presente, una "bala" es un tipo de volumen relativamente pequeño de fluidos para tratamiento preparado especialmente colocado o que se hace circular en el sondeo.

En algunas modalidades, un fluido fraguable de la presente invención se puede introducir en un sondeo que tenga una composición cementosa ya presente en el mismo. En algunas modalidades, un fluido fraguable de la presente invención se puede utilizar en operaciones de reparación para reforzar una composición cementosa existente dentro de un sondeo y/o una formación subterránea.

Con base en la operación de sondeo y otros factores, un experto en la técnica podría comprender los aditivos que se pueden agregar a un fluido fraguable incluyendo de manera enunciativa, retardadores de fraguado, aceleradores de fraguado, viscosificantes , gases, tensioactivos , aditivos para controlar la pérdida, de fluidos, auxiliares de suspensión, modificadores de las propiedades mecánicas, modificadores de la densidad, auxiliares para controlar la migración de gases, y cualquier combinación de los mismos. Un experto en la técnica podría entender la pluralidad de aditivos disponibles que puedan agregar a un fluido fraguable y a qué concentraciones alcanzar una propiedad deseada del fluido.

Los retardadores de fraguado adecuados pueden ser cualquier retardador de fraguado conocido aplicable en formaciones subterráneas, incluyendo, de manera enunciativa, HR-5® (sal sódica de lignosulfonato, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , HR-6L® (retardador de lignosulfonato, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , HR-25® (ácido tartárico, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , HR-15® (mezcla de lignosulfonato y ácido tartárico, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , HR-800® (retardador de cemento sin lignina, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , HR-817© (cemento sin lignina, retardador a alta temperatura, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , SCR-100® (un copolimero de ácido 2-acrilamida-2-metilpropansulfónico y ácido acrilico, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , FDP 601MR (retardador de lignosulfonato, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , SCR-500MR (un copolimero de ácido 2-acrilamida-2-metilpropansulfónico y ácido itacónico, disponible en Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) y cualquier combinación de los mismos. Los retardadores de fraguado pueden estar incluidos en un fluido fraguable en una concentración que varia de un limite inferior de aproximadamente 0.05%, 0.1%, 0.25%, 0.5%, 1%, 2%, o 3% hasta un limite superior de aproximadamente 10%, 5%, 3%, 2%, 1%, o 0.5% en peso de la mezcla cementosa, y en donde la concentración puede variar de cualquier limite inferior a cualquier limite superior y abarca cualquier subconjunto entre los limites superior e inferior. A manera de un ejemplo no limitante, un fluido que se puede programar con la adición de un retardador en cantidad suficiente, por ejemplo, entre aproximadamente 2% hasta aproximadamente 15%, se puede utilizar como un fluido para perforación. Como tal, el retardador puede ocasionar que el fluido no se fragüe durante al menos 7 días, 4 días, 72 horas, o 48 horas después de la introducción en el sondeo.

La figura 1, ilustra un ejemplo no limitante de la utilización de un fluido fraguable que comprende un retardador de fraguado descrito en la presente. Se puede colocar una plataforma petrolera 40 cerca de la superficie de la tierra 42 para una posterior recuperación de petróleo proveniente de una formación subterránea (no mostrada) . Un sondeo 44 se puede perforar en la tierra de tal forma que penetre la formación subterránea. Una tubería 52, por ejemplo, un revestimiento, se puede extender hacia abajo a través del sondeo 44 para suministrar fluido hacia y/o desde el sondeo. En un proceso de cementación primaria, el fluido fraguable se puede bombear hacia abajo a través de la tubería 52 y hacia arriba a través de la corona circular del sondeo 44 como se indica por las flechas 46 utilizando una o más bombas 54. El fluido fraguable se puede dejar fraguar dentro de la corona circular, sellando con esto el sondeo 44. Debido a la presencia del retardador de fraguado en el fluido fraguable, el tiempo de espesamiento es convenientemente suficiente para permitir que el fluido fraguable se bombee en la corona circular de tal forma que llene sustancialmente la corona circular antes del fraguado. Cualesquiera operaciones de cementación secundarias conocidas en la técnica también se pueden realizar utilizando la composición de cemento. Por ejemplo, se puede emplear una técnica de cementación para compresión para obturar áreas permeables o huecos en el revestimiento de cemento o la tubería 52. .Nuevamente, el tiempo de espesamiento de la composición de cemento es suficiente para asegurar que la composición de cemento permanezca bombeable hasta que se haya colocado en su ubicación deseada.

Los aceleradores de fraguado adecuados pueden ser cualquier acelerador de fraguado conocido aplicable en formaciones subterráneas, incluyendo, de manera enunciativa, hidróxido de calcio, hidróxido de sodio, sulfato de sodio, carbonato de sodio, silicato de sodio, nanomateriales, y cualquier combinación de los mismos. Los aceleradores de fraguado pueden estar incluidos en un fluido fraguable en una concentración que varía de un límite inferior de aproximadamente 0.01%, 0.05%, 0.1%, 0.25%, 0.5%, 1%, 2%, o 3% a un límite superior de aproximadamente 15 %, 10%, 5%, 3%, 2%, 1%, o 0.5% en peso de la mezcla cementosa, y en donde la concentración puede variar de cualquier límite inferior a cualquier límite superior y abarcar cualquier subconjunto entre los límites superior e inferior. A manera de un ejemplo no limitante, un fluido que se puede programar con la adición de un acelerador en cantidad suficiente, por ejemplo, entre aproximadamente 0.02% hasta aproximadamente 15%, se puede utilizar como un fluido para perforación.

Los agentes para controlar la pérdida de fluidos adecuado pueden ser cualquier agente para controlar la pérdida de fluidos conocido aplicable en - formaciones subterráneas incluyendo, de manera enunciativa, Halad©-413 (lignita caustificada injertada con ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico, N, N-dimetilformamida y acrilonitrilo, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , Halad®-344 (un copolimero de N, N-dimetilformamida y ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , Halad®-862 (aditivo de cemento, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , Halad®-567 (polímero sintético, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , carboximetilhidroxietilcelulosa, acrilomorfolina y ácido vinilfosfónico, ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico (AMPS) , y cualquier combinación de los mismos. Un experto en la técnica podría comprender la pluralidad de otros componentes y aditivos que también pueden funcionar a algún grado como agentes para controlar la pérdida de fluidos, incluyendo de manera enunciativa, materiales de relleno o extensores tales como gilsonita, tierra diatomácea, carbón molido, arena, y lo semejante. Los agentes para controlar la pérdida de fluidos opcionalmente pueden estar incluidos en un fluido fraguable en una concentración que varia de un limite inferior de aproximadamente 0.05%, 0.1%, 0.25%, 0.5%, 1%, 5%, o 10% a un limite superior de aproximadamente 25%, 15%, 10%, 5%, o 1% en peso de la mezcla cementosa, y en donde la concentración pueden variar de cualquier limite- inferior a cualquier limite superior y abarcar cualquier subconjunto entre los limites superior e inferior.

En algunas modalidades, un fluido fraguable de la presente invención puede comprender un modificador de densidad para ayudar a alcanzar un fluido de alta densidad, es decir, mayor de aproximadamente 1620 kg/m3 (aproximadamente 13.5 libras por galón (ppg) ) , o un fluido de baja densidad, es decir, menor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón (ppg)). Los modificadores de alta densidad adecuados pueden cualquier modificador de alta densidad conocido, incluyendo de manera enunciativa, ICROMAX® (mineral de hausmanita molida, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , barita, HI-DENSE® #3&4 (mineral de hematita, disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, OK) , y cualquier combinación de las mismas. Los modificadores de baja densidad adecuados pueden ser cualquier modificador de baja densidad conocido, incluyendo de manera enunciativa, perlas de vidrio hueco, que se espuman mediante un gas, elastómeros, perlitas, xenosferas, perlas poliméricas huecas y cualquier combinación de los mismos. Un experto en la técnica podría entender la concentración de un modificador de densidad agregar a un fluido fraguable para conseguir una densidad deseada.

En algunas modalidades, un fluido fraguable puede comprender una composición cementosa que se espesa en un tiempo mayor de aproximadamente 3 horas, según se mide por un consistómetro a alta temperatura y alta presión a una temperatura de circulación deseada en el fondo del pozo dentro de la variación entre aproximadamente -1°C (aproximadamente 30°F) a (aproximadamente 343°C (aproximadamente 650°F) . En algunas modalidades, un fluido fraguable puede comprender un aditivo de tal forma que el fluido fraguable se espese en un tiempo mayor de aproximadamente 3 horas, según se mide por un consistómetro a una alta temperatura y alta presión a una temperatura de circulación deseada en el fondo del pozo dentro de la variación entre aproximadamente 27°C (80°F) hasta aproximadamente 343°C (650°F) .

En el sentido en el que se utiliza en la presente, el "tiempo de espesamiento" se refiere al tiempo requerido para que la composición de cemento alcance 70 unidades Bearden de consistencia (Be) , como se describe en la API Recommended Practice para Testing Well Cements 10B, 23a edición, abril de 2002. A aproximadamente 70 Be, la suspensión experimenta una conversión de un estado de fluido bombeable a una pasta no bombeable. En algunas modalidades, el fluido fraguable con o sin un aditivo ' puede tener un tiempo de espesamiento desde un limite inferior de aproximadamente 3 horas, 6 horas, 12 horas, 24 horas, 48 horas, 72 horas, o 5 días hasta un limite superior de aproximadamente 2 semanas, 1 semana, 5 días o 72 horas, y en donde el tiempo de espesamiento puede variar de cualquier limite inferior a cualquier limite superior y abarcar cualquier subconjunto entre los limites superior e inferior. En algunas modalidades, el fluido fraguable con o sin un aditivo puede permanecer bombeable, es decir, no espeso, durante aproximadamente 3 horas después de la introducción en el sondeo.

Las temperaturas de circulación en el fondo del pozo (BHCT) adecuadas de un sondeo y/o una formación subterránea pueden ser cualquier BHCT adecuada para el uso de una composición predominantemente de cemento Portland. Un experto en la técnica podría entender los aditivos, concentraciones, y/o ajustes de procesamiento necesarios para utilizar una mezcla cementosa de la presente invención con una BHCT determinada. En general, la BHCT puede variar de un limite inferior de aproximadamente -1°C (30°F), 38°C (100°F), 66°C (150°F), 93°C (200°F), o 121°C (250°F) hasta un limite superior de aproximadamente 343°C (650°F), 316°C (600°F), 288°C (550°F), 260°C (500°F), 232°C (450°F), 204°C (400°F), 177°C (350°F), 149°C (300°F), 121°C (250°F), 93°C (200°F), 66°C (150°F), o 38°C (100°F), y en donde la temperatura puede variar desde cualquier limite inferior a cualquier limite superior y abarcar cualquier subconjunto entre los limites superior e inferior.

En algunas modalidades, un método comprende proporcionar un fluido fraguable que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, y una mezcla cementosa que comprende macropartículas de metacaolin y macroparticulas de aluminosilicato, en donde la mezcla cementosa está esencialmente libre de cemento Portland; introducir el fluido fraguable en un sondeo que penetra una formación subterránea que comprende un component.e corrosivo, y dejar fraguar el fluido fraguable en la misma.

En algunas modalidades, un método comprende proporcionar un fluido para perforación que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, un retardador de fraguado, y una mezcla cementosa que comprende macroparticulas de metacaolín y macropartículas de aluminosilicato, en donde el fluido para perforación está esencialmente libre de cemento Portland, y en donde el retardador de fraguado es mayor de aproximadamente el 2% en peso de la mezcla fraguable, y .perforar al menos una porción de un sondeo que penetra una formación subterránea con el fluido para perforación.

En algunas modalidades, un fluido fraguable comprende un medio de base acuosa; una mezcla fraguable que comprende macroparticulas de metacaolin a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla fraguable y una ceniza volante a una concentración entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 95% en peso de la mezcla fraguable, y una composición de cal a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 25% en peso de la mezcla fraguable, en donde el fluido fraguable no incluye un cemento Portland.

Para facilitar una mejor comprensión de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos de las modalidades preferidas. De ninguna forma se deberán leer los siguientes ejemplos para limitar, o definir el alcance de la invención.

EJEMPLOS Fluidos fraguables probados. La Tabla 1 más adelante proporciona los datos de densidad y composición para cinco suspensiones de fluidos fraguables que comprenden mezclas cementosas de la presente invención y una suspensión de cemento Portland para comparación. Las mezclas cementosas contienen POZ X® A y metacaolin. Todos los otros componentes de la suspensión se agregaron a una concentración medida en porcentaje en peso de la mezcla cementosa (% en bwc) a menos que se especifique de otra manera.

Desarrollo de resistencia a la compresión. Se utilizó un analizador ultrasónico para cemento (UCA) para monitorear el desarrollo de resistencia a la compresión en cada suspensión. Aproximadamente 120 mi de una suspensión se agregaron al recipiente para muestras. La suspensión se calentó a 200°F (93°C) a 21 MPa (3000 psi) , mientras que se monitoreó el tiempo de resistencia a la compresión y el transitorio acústico (una medición de la resistencia evidente, es decir, tiempos transitorios más cortos indican mayor resistencia) . Un analizador ultrasónico de cemento ("UCA") disponible de FANN Instrument Company, UCA autoclave (controlador modelo 304) se utilizó para determinar la resistencia a la compresión de las suspensiones después de veinticuatro horas. Las pruebas UCA se realizaron de acuerdo con la API Recommended Practice 10B-2 (ISO 10426-2), primera edición, julio de 2005, "Recommended Practice for Teting Well Cements." La resistencia a la compresión predicha por UCA se calibró para obtener una resistencia a la compresión real después de la evaluación y calibración con la muestra curada UCA utilizando un dispositivo Olsen Tenious, como se muestra más adelante en la Tabla 2.

Los fluidos fraguables exhiben la respuesta esperada en los cambios a la composición. Por ejemplo, la adición del acelerador (2% de a2S04) en la Muestra #3 con relación con la Muestra #4 aumentó la velocidades del proceso de fraguado como se esperaba alcanzando con esto mayores resistencias a la compresión en menor tiempo. Adicionalmente, una mezcla cementosa de la presente invención se puede acelerar óptimamente (Muestra #3) hasta alcanzar resistencias a la compresión comparables con una composición de cemento Portland (Muestra Comparativa #6) .

La comparación entre la Muestra #3 y la Muestra Comparativa #6, demuestran, una vez aceleradas (es decir, optimizadas adecuadamente), que la composición fraguable de la presente invención exhibe una resistencia a la compresión comparable después de 48 horas con un cemento Portland.

.Retraso del espesamiento. La Muestra #2 se alteró adicionalmente con diferentes composiciones y concentraciones de retraso, como se muestra en la Tabla 3 más adelante. El tiempo de espesamiento se midió de acuerdo con la API Recommended Practice 10B-2. En el sentido en el que se utiliza en la presente, "tiempo de espesamiento" se refiere al tiempo requerido para que la composición de cemento alcance 70 unidades Bearden de consistencia (Be) , como se describe en la API Recommended Practice for Testing Well Cements 10B, 23a edición, abril de 2002. A aproximadamente 70 Be, la suspensión experimentó una conversión de un estado fluido bombeable a una pasta no bombeable. Como se demuestra, las mezclas cementosas de la presente invención se pueden utilizar con una variedad de retardadores de fraguado a concentraciones variables hasta alcanzar un tiempo de espesamiento deseado. Para operaciones de cementación estándar puede ser conveniente tener tiempos de espesamiento mayores de aproximadamente 3 horas. Un experto en la técnica podría entender la utilidad de ajustar el tiempo de espesamiento de un fluido fraguable.

Compatibilidad con sales que contienen MgCl2- La Muestra #2 con 1% de bwc del retardador HR®-15 se acondicionó a 88°C (190°F) utilizando un consistómetro atmosférico durante dos horas. Se tomaron valores de reologia inmediatamente después del acondicionamiento. Luego, se mezcló 3% de bwc de sal (MgCl2.6H20 : KC1 : NaCl de 0.71:0.26:0.03) con el Ejemplo #2 acondicionado utilizando una mezcladora seguido por 10 minutos de acondicionamiento adicional en el consistómetro atmosférico a 88°C (190°F) . Se tomaron valores de reologia proporcionados inferiores con un Fann Modelo 35. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la "viscosidad" se midió de acuerdo con API RP 10B-2/ISO 10426-2 como sigue. Se preparó un material que será probado, tal como un concentrado liquido. El material se colocó en la celda de prueba de un viscosimetro giratorio, tal como un Fann Modelo 35. La viscosidad se puede calcular utilizando la siguiente ecuación, expresada en unidades de centipoises : ? =^(100)? k3 N donde ki es la constante de torsión en dina*cm/deflexión gradual; k2 es la constante de esfuerzo cortante en cm3, (100) es la constante de conversión de Poise a centipoises ; © es la lectura del dial en el. viscosimetro; k3 es la constante de velocidad de esfuerzo cortante en 1/seg por revoluciones por minuto (rpm) , y N es la rpm.

La viscosidad después de la adición de sal aumenta, aunque el fluido faguable permanece bombeable según se mide mediante un consistómetro atmosférico. Antes de la adición de la sal, el fluido fraguable exhibe una consistencia de 10 Be.

Después de la adición de la sal, la consistencia del fluido fraguable aumentó a 15 Be que está muy por debajo del umbral de 70 Be menor de lo que un fluido es bombeable. Los resultados se muestran en la siguiente Tabla .

TABLA 4. Reologia de fluidos fraguables con contaminación de Carnalita Por lo tanto, la presente invención estará bien adaptada para alcanzar los fines y ventajas mencionados, asi como aquellos que sean inherentes a la misma. Las modalidades particulares descritas anteriormente son únicamente ilustrativas, ya que la presente invención se podrá modificar y practicar en diferentes formas aunque equivalentes evidentes para aquellos expertos en la técnica que tengan el beneficio de las enseñanzas en la misma. Además, no se pretende que haya limitaciones a los detalles de construcción o diseño mostrados en la presente, distintos a los descritos en las siguientes reivindicaciones. Por lo tanto, será evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente se pueden alterar, combinar o modificar y se considera que todas estas variaciones quedan dentro del alcance y espíritu de la presente invención. Mientras que se describieron composiciones y métodos en los términos de "que comprende", "que contiene", o "que incluye" diversos componentes o pasos, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente de" o "consistir de" los diversos componentes y pasos. Todos los números y variaciones descritos anteriormente pueden variar en alguna cantidad. Donde quiera que se describa una variación numérica con un limite inferior y un limite superior cualquier número y cualquier variación incluida quedarán dentro de la variación que se describe específicamente. En particular, cada variación de valores (de la forma, "entre aproximadamente a hasta aproximadamente b", o equivalentemente, "de aproximadamente a hasta b", o equivalentemente, "de aproximadamente a-b") descritos en la presente se deberá entender que establecen cualquier número y variación abarcada dentro del amplio alcance de los valores. También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado simple, normal a menos que explícita y claramente se defina de otra manera por el titular de la patente. Además, los artículos indefinidos "uno" o "una", en el sentido en el que se utilizan en las reivindicaciones, se definen en la presente para tener el significado de uno o más de uno del elemento que se presente. Si existe cualquier conflicto en los usos de una palabra o término en esta especificación y uno o más documentos de patente u otros que se puedan incorporar en la presente como referencia, se deberán adoptar las definiciones que sean consistentes con esta especificación.

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes REIVINDICACIONES :

1. Un método para cementación, el método caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido fraguable que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, y una mezcla cementosa que comprende macroparticulas de metacaolin y macroparticulas de aluminosilicato , en donde la mezcla cementosa está esencialmente libre de cemento Portland; introducir el fluido fraguable en un sondeo que penetra una formación subterránea que comprende un componente corrosivo; y dejar fraguar el fluido fraguable en la misma.

2. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el componente corrosivo se selecciona del grupo que consiste de un ácido; dióxido de carbono disuelto; una sal monovalente; una sal multivalente; un compuesto que contiene azufre; un microorganismo y un subproducto del mismo, y cualquier combinación de los mismos.

3. Un método de conformidad con la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque el fluido fraguable comprende además un aditivo seleccionado del grupo que consiste de un retardador de fraguado, un acelerador de fraguado, un viscosificante, un gas, un tensioactivo, un aditivo para controlar la pérdida de fluido, un auxiliar de suspensión, un modificador de las propiedades mecánicas, un modificador de densidad, un auxiliar para controlar la migración de gases, y cualquier combinación de los mismos.

. Un método de conformidad con la reivindicación 1, 2 ó 3, caracterizado porque las macroparticulas de metacaolin comprenden macroparticulas de metacaolin bastante reactivas .

5. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque las macroparticulas de metacaolin están presentes en el fluido fraguable a una cantidad entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla cementosa total.

6. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque al menos algunas de las macroparticulas de aluminosilicato se seleccionan del grupo que consiste de una macroparticulas de cenizas volantes Clase F, una macroparticulas de cenizas volantes Clase C, una macroparticula de polvo de horno de cemento, una macroparticula de ceniza bioresidual, una macroparticula de zeolita, una macropartícula de escoria, y cualquier combinación de las mismas.

7. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque las macroparticulas de aluminosilicato están presentes en el fluido frguable a una cantidad entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 95% en peso de la mezcla cementosa total .

8. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque la composición de cal está presente en el fluido fraguable en una cantidad entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 50% en peso de la mezcla cementosa total.

9. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido fraguable está espumado.

10. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido fraguable se incluye en un fluido para tratamiento seleccionado del grupo que consiste de un fluido de punteado, un fluido de inundación, un fluido separador, una suspensión de cemento, un fluido de compresión, un fluido para perforación, y un fluido de consolidación.

11. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque la formación subterránea incluye una composición cementosa que se colocó en la misma antes de introducir el fluido fraguable en el sondeo .

12. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque la formación subterránea tiene una temperatura en el fondo del pozo entre aproximadamente -1°C (30°F) hasta aproximadamente 110°C (230°F) .

13. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido fraguable tiene un tiempo de espesamiento entre aproximadamente 3 horas hasta aproximadamente 5 días, según se mide por un consistómetro a alta temperatura y alta presión a una temperatura de circulación deseada en el fondo del pozo dentro de la variación entre aproximadamente 27 °C (80°F) hasta aproximadamente 343°C (650°F).

14. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido fraguable tiene una densidad mayor de aproximadamente 1620 kg/m3 (13.5 libras por galón).

15. Un método de conformidad con una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, caracterizado porque el fluido fraguable tiene una densidad menor de aproximadamente (1620 kg/m3 (13.5 libras por galón).

16. Un método caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido para perforación que comprende un medio de base acuosa, una composición de cal, un retardador de fraguado, y una mezcla cementosa que comprende macroparticulas de metacaolin y macroparticulas de aluminosilicato, en donde el fluido para perforación está esencialmente libre de cemento Portland, y en donde el retardador de fraguado está presente en una cantidad entre aproximadamente 2% hasta aproximadamente 15% en peso de la mezcla cementosa; y perforar al menos una porción de un sondeo que penetra una formación subterránea con el fluido para perforación .

17. Un método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el fluido para perforación no se fragua durante al menos aproximadamente 72 horas después de la introducción en el sondeo.

18. Un método de conformidad con la reivindicación 16 ó 17, caracterizado porque el fluido para perforación comprende además un aditivo seleccionado del grupo que consiste de un retardador de fraguado, un acelerador de fraguado, un viscosificante, un gas, un tensioactivo, un aditivo para controlar la pérdida de fluido, un auxiliar de suspensión, un modificador de las propiedades mecánicas, un modificador de densidad, un auxiliar para controlar la migración de gases, y cualquier combinación de los mismos.

19. Un método de conformidad con la reivindicación 16, 17 ó 18, caracterizado porque la porción del sondeo que perforará contiene un componente corrosivo seleccionado del grupo que consiste de ácido carbónico; dióxido de carbono disuelto; una sal monovalente; una sal multivalente ; compuestos que contienen azufre, y cualquier combinación de los mismos.

20. Un fluido fraguable caracterizado porque comprende : un medio de base acuosa; una mezcla cementosa que comprende: macroparticulas de metacaolin a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 85% en peso de la mezcla cementosa y una ceniza volante a una concentración entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 95% en peso de la mezcla cementosa; y una composición de cal a una concentración entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 25% en peso de la mezcla cementosa, en donde el fluido fraguable no incluye un cemento Portland.