MX2011010193A

MX2011010193A - Materiales de peso novedoso para uso en cemento, fluidos de perforacion y espaciadores.

Info

Publication number: MX2011010193A
Application number: MX2011010193A
Authority: MX
Inventors: Frank Zamora; Olusegun Matthew Falana; Sarkis Ranka Kakadjian; Marilyn J Bramblett; Mario B Hernandez; Ron Powell
Original assignee: Clearwater Int Llc
Priority date: 2010-09-28
Filing date: 2011-09-28
Publication date: 2012-06-20
Also published as: RU2520233C2; US20120073813A1; RU2011139421A; CA2752928C; GB2484184B; CA2752928A1; GB2484184A; US20150299552A1; GB201116208D0; US9062241B2; CA2923339A1

Abstract

Un fluido de perforación, fluido espaciador y composiciones de cementación para el uso en pozos subterráneos se dan a conocer junto con métodos para hacer uso de los mismo, donde las composiciones incluyen un sistema densificante que tiene una cantidad efectiva de una aleación de metal-ilicio, mezclas de aleaciones de metal-silicio, o mezclas de aleaciones de metal-silicio y agentes densificantes convencionales, para producir composiciones que tienen una alta densidad deseada, mientras que retienen otras propiedades de fluido tales como capacidad de bombeo, sellado hermético al gas, baja tendencia al segregarse y retroceso reducido de resistencia del cemento de alta temperatura.

Description

MATERIALES DE PESO NOVEDOSOS PARA USO EN CEMENTO, FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y ESPACIADORES CAMPO DE LA INVENCIÓN Modalidades de esta invención se refieren a materiales ambientalmente compatibles usados en composiciones de fluidos tales como fluidos de perforación, lodos de perforación, fluidos de taponamiento, y composiciones de cemento para pozos de petróleo, gas, agua o geotérmicos o similares que tienen una alta densidad deseada, mientras que retienen otras propiedades de fluido tales como capacidad de bombeo, sellado hermético al gas, baja tendencia a segregarse y retroceso de fuerza reducido del cemento de alta temperatura. Las modalidades de esta invención también se refieren a composiciones de fluido densificadas adecuadas para cementar zonas, que se someten a tensiones estéticas y dinámicas extremas. Las modalidades de esta invención también se refieren a composiciones de fluido para el uso en la perforación y terminación de pozos de petróleo y gas, que forman una solución amortiguadora entre y previenen el mezclado de varios fluidos usados en la perforación y terminación de los pozos de petróleo y gas llamados de esta manera fluidos espaciadores.

Más de forma precisa, las modalidades de esta invención se refieren a materiales ambientalmente compatibles usados en composiciones de fluido tales como fluidos de perforación, lodos de perforación, fluidos de taponamiento, y composiciones de cemento para pozos de petróleo, gas, agua, de inyección, geotérmicos y/u otros pozos subterráneos, donde las composiciones incluyen un sistema densificante o densificación que comprende por lo menos una aleación de metal-silicio o mezclas dé aleaciones de metal-silicio. Otras modalidades del sistema densificante de esta invención pueden incluir aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio junto con otros agentes de densificación convencionales de modo que una densidad de la composición de fluido resultante y una cantidad del sistema densificante agregado a la composición de fluido se puede ajustar para lograr las propiedades de composición de fluido finales deseadas.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Durante la perforación de pozos profundos de petróleo y gas, las zonas sobrepresurizadas (o geopresurizadas) son de vez en cuando penetradas. En casos donde el gradiente de presión de estas zonas excede la presión hidrostática, los fluidos que usan los agentes de densificación o densificante con gravedades especificas de menor que 6 se pueden usar para controlar la presión. Sin embargo en muchos casos estos agentes densificante no convencionales no lograrán las propiedades de fluido requeridas necesarias para completar el pozo y con frecuencia no son efectivos donde las zonas expuestas tienen una baja presión de separación.

Se incurre en muchos problemas cuando se perfora en zonas sobrepresurizadas con lodo ya que es muy ligero para contener la presión de gas. Estas condiciones resultantes varían de lodo gasificado (en formaciones de baja permeabilidad) , patadas controlables que se detienen exitosamente al cerrar' los preventores de brotes, a brotes descontrolables . Para contrarrestar las zonas sobrepresurizadas, se bombea fluido de alta densidad en el anillo (lado posterior) tubo de perforación o tubería de revestimiento (si el tubo de perforación no está en el agujero) . Si es exitoso, el control de fluido hidrostático se establecerá con respecto a la zona .sobrepresurizada . En caso de un brote, la superficie o tubería de revestimiento intermedia se separa frecuentemente exponiendo el pozo de sondeo a cualquier acuífero de agua dulce próximo. Adicionalmente, durante las operaciones de taponamiento, existe frecuentemente un riesgo que la tubería de revestimiento se separe antes de que se establezca el control. Adicionalmente , las operaciones de taponamiento para brotes no siempre son exitosas y los fluidos de taponamiento se pueden soplar del pozo y rociar a través del campo. Por consiguiente, cualquier' químico tóxico incluido en el fluido de alta densidad se podría transmitir a través del acuífero, o directamente a través del brote, a la población animal y vegetal local.

Una variedad de fluidos de perforación y agentes densificante están actualmente en el mercado. En general, los fluidos de perforación tienen una base acuosa o de hidrocarburos. Un requerimiento principal de un buen fluido de perforación es que sea capaz de suspender una cantidad suficiente de aditivos densificante para cumplir los requisitos de densidad 'deseados particularmente con respecto a la prevención de gasificación y brotes, mientras que sigue siendo bombeable. Con respecto a los fluidos de perforación de base acuosa, también son conocidos espesantes de agua. Los ejemplos son materiales orgánicos tales como gomas de xantano, composiciones que contienen aluminio, tal como óxido de aluminio hidroso, poliacrilatos, poliacrilamidas y una variedad de derivados de celulosa. Ejemplos de materiales densificante conocidos incluyen barita, hematita, carbonato de calcio, zinc, potasio o haluros de sodio o fosfatos y formiatos.

Bajo ciertas condiciones los sistemas de lodos convencionales se pueden ponderar hasta 3590 kg/m3 (treinta (30) libras por galón) usando galena como el agente densificante. Otros fluidos portadores tales como bromuro de zinc y bromuro de calcio también se pueden usar para llevar galena. Los polvos de plomo también se han usado para incrementar la densidad de los fluidos portadores de bromuro de zinc. Sin embargo, cuando los pozos están en comunicación con un acuifero es inaceptable el uso de cualquier material de metal o soluble considerado tóxico. Adicionalmente, el fluido portador pesado no se le permitiría contener bromuro y zinc transmisibles, solubles.

Con respecto a los fluidos de control de brotes, dos cualidades deseadas s.on buena capacidad de bombeo y una densidad suficientemente alta para equilibrar las presiones en el fondo del pozo. En situaciones de brote las consideraciones ambientales reciben atención adicional puesto que existe una mayor probabilidad de comunicación con un acuifero así como también la posibilidad de expulsión de fluidos durante el brote. La densidad del fluido necesaria para propósitos de equilibrio también es dependiente en los parámetros del pozo.

Las composiciones de cemento, cuando se usan en aplicaciones de campo petrolífero, deben ser fácilmente bombeables y deben · tener densidades suficientemente altas para equilibrar las presiones en el fondo del pozo en la formación subterránea. Cuando la formación está en comunicación con agua subterránea, tal como de un acuifero, es inaceptable el uso de metales o materiales solubles en agua considerados tóxicos. Además, las composiciones de cemento de alta densidad encuentran aplicación adicional como lastres de boyas, lastres de barcos y material de lechada.

En la cementación de pozos de petróleo, una suspensión de cemento se bombea hacia abajo en un tubería de • revestimiento y da apoyo al espacio anular entre el exterior de la tubería de revestimiento y la pared del pozo. Los dos propósitos más importantes del proceso de cementación son prevenir el transporte de gas y líquido entre las formaciones subterráneas e inmovilizar y soportar el tubo de tubería de revestimiento. Además de .sellar las formaciones productoras de petróleo, gas y agua, el cemento también protege la tubería de revestimiento contra la corrosión, previene brotes de gas o petróleo^ ya que la suspensión de cemento sella el pozo rápidamente, protege la tubería de revestimiento contra cargas de choque y sella la formación que tiene circulación pérdida .

El tiempo de fraguado de la suspensión de cemento se debe ajusfar para asegurar que la suspensión de cemento no se endurezca antes de que la suspensión alcance la ubicación correcta cuando se bombea dentro del pozo. El tiempo de fraguado que es necesario dependerá de la profundidad de la cementación y en la · temperatura en el pozo y en otros factores.

La densidad de la suspensión de cemento es importante para los procesos de cementación. Para los pozos de petróleo perforados a través de formaciones de alta presión, las suspensiones de cemento que tienen una alta densidad se usan a' fin 'de evitar brotes descontrolados. Para los pozos de petróleo que se perforan a través de formaciones de baja presión donde no es aconsejable exponer las formaciones a alta presión hidrostática, las suspensiones de cemento que tienen una baja densidad tienen que ser usadas, como una suspensión de cemento que tiene una densidad muy alta y en consecuencia una alta presión hidrostática puede dar por resultado el rompimiento de la formación y pérdida de la suspensión de cemento en la formación (circulación perdida ) .

Otra propiedad importante de la suspensión de cemento es el fraguado temprano. El fraguado temprano es critico para determinar que tan rápidamente el procedimiento de perforación se puede reiniciar después de que se completa el proceso de cementación. Los cementos que tienen una resistencia a la compresión después de 24 horas de por lo menos 1.5 MPa son usualmente satisfactorios . El desarrollo de la resistencia temprana de la suspensión de cemento es muy dependiente de la temperatura en el pozo.

Para suspensiones de cemento que se usan para cementación de pozos de alta temperatura es importante además que las suspensiones de cemento no pierdan su resistencia durante el tiempo. Se sabe que a temperaturas arriba de aproximadamente 110°C, las suspensiones ordinarias de cemento Portland a través del tiempo perderán su resistencia ya que la fase de unión normal, hidróxido de calcio se transforma a silicato de alfa-dicalcio. Este fenómeno es bien conocido y es llamado retroceso de resistencia del cemento.

Las suspensiones de cemento de alta densidad se producen al agregar un material de relleno de alta densidad inerte tal como barita, a una suspensión de cemento de pozo de petróleo ordinario que incluye cemento Portland, agua y aditivos para controlar las propiedades reológicas de la suspensión de cemento. El intervalo de densidad para las asi llamadas suspensiones de cemento de pozo de petróleo de alta densidad es de aproximadamente 2.0 a 2.3 g/cm3.

Como se expone en lo anterior, son conocidas las suspensiones de cemento de alta densidad para cementos de pozos de petróleo que son ya sea herméticas al gas o tienen una baja tendencia de retroceso de fuerza a altas ¦ temperaturas. La desventaja primaria de las suspensiones de cemento de alta densidad conocidas para la cementación de pozos de petróleo, es que el material de relleno de alta densidad requerido afecta la resistencia a la compresión del cemento y tiene una tendencia de asentarse o hundirse conforme la temperatura se incrementa. El asentamiento del material de relleno de alta densidad dará por resultado una densidad variable en la columna de la suspensión de cemento con una mayor densidad en el fondo de la columna y una menor densidad en la parte superior de la columna. Esta diferencia en densidad puede dar problemas a los operadores en el control de la presión en el pozo y pueden en el peor de los casos causar un brote descontrolado.

En la perforación giratorias de pozos, un fluido de perforación se hace circular usualmente hacia abajo de la cadena de perforación y da apoyo al anillo entre la cadena de perforación y la cara de la .perforación. El fluido de perforación puede contener muchos químicos diferentes, pero la mayoría contendrán frecuentemente un viscosificante, tal como bentonita. Cuando una cadena de tubería de revestimiento o forro se va a cementar en la perforación, cualquier fluido de perforación y remanentes del viscosificante presente en la perforación se remueven de manera preferente para ayudar a la unión del cemento entre la cadena de tubería de revestimiento o forro y el pozo abierto. En la remoción de este fluido de perforación del pozo abierto y para limpiar el anillo, se puede introducir antes de una suspensión de cemento.

Los fluidos espaciadores se usan convencionalmente en operaciones de cementación relacionadas con la terminación del pozo de la manera siguiente. Los fluidos de perforación y las suspensiones de cemento son típicamente fluidos químicamente incompatibles que se someten a gelificación o floculación vigorosa si se dejan entrar en contacto. De esta manera, el fluido de perforación se debe remover del anillo del pozo abierto inmediatamente antes de la colocación de la suspensión de cemento. Los fluidos espaciadores se bombean entre el fluido de perforación y la suspensión de cemento para formar una solución reguladora y prevenir que el fluido de perforación y la suspensión de cemento entren en contacto.

Los fluidos espaciadores también deben poseer ciertas tendencias reológicas,' tal como flujo turbulento a velocidades de esfuerzo cortante inferiores, que ayudan en la remoción de solides granulares y que estimulan la remoción de la torta de filtro de fluido de perforación de las paredes del pozo. De hecho, una causa común de falla en la cementación primaria es el desplazamiento incompleto de los fluidos de perforación que. da por resultado el desarrollo de canales rellenados con lodo en el cemento. Estos canales rellenados con lodo se pueden abrir durante la producción del pozo permitiendo la' migración vertical de petróleo y gas detrás de la tubería de revestimiento.

La patente de E.U.A. No. 4584327 da a conocer fluidos de alta densidad incluyendo agua; un agente gelificante seleccionado del grupo que consiste de óxidos de antimonio, óxido de zinc,, óxido de bario, sulfato de bario, carbonato de bario, óxido de hierro, hematita, otros minerales de hierro y' mezclas de los mismos en donde el agente gelificante tiene un tamaño de diámetro de partícula promedio en el intervalo de aproximadamente 0.05 a aproximadamente 10.0 micrómetros ; el cemento hidráulico en donde el cemento hidráulico tiene un tamaño de partícula promedio en el intervalo de aproximadamente 30 a aproximadamente 200 micrómetros - en donde el cemento hidráulico y el agente gelificante tienen una constitución física con respecto al · tamaño de partícula fina, alta densidad y propiedades de atracción ínter-superficiales suficientes para crear una suspensión con el agua que tiene una resistencia de gel de por lo menos 0.48 kg(m2 (10 libras por cien pies cuadrados) ; y un material densificante seleccionada del grupo que consiste de polvo de hierro, hematita, otros minerales de hierro, perdigones de acero, tungsteno, estaño, manganeso, perdigones de hierro, y mezclas de los mismos en donde el material densificante tiene un tamaño de diámetro de partícula promedio de aproximadamente 2 a aproximadamente 20 veces el tamaño de partícula promedio del agente gelificante; el fluido que tiene una densidad de 2876 kg/m3 (24 libras por galón) a aproximadamente 4793 kg/m3 (40 libras por galón) .

La patente de E.U.A No. 4935060 da a conocer suspensiones de cemento hidráulico que incluyen 5-85% de microsílice con base en el peso del cemento; .5-250% de un material de relleno de alta densidad con base en el peso del cemento, el material de relleno de alta densidad seleccionado del grupo que consiste de barita, hematita e ilmenita, 0-5% de un retardante (peso seco) con base en el peso del cemento, 0.12% de un adelgazante (peso seco) con base en el peso del cemento, 0-8% de un aditivo de pérdida de fluido (peso seco) con base en el peso del cemento, 0-30% de un material de sílice con base en el peso del cemento, el material de sílice seleccionado del grupo que consiste de harina de sílice y harina de sílice, y agua en tal cantidad que la suspensión de cemento tiene una densidad entre 1.95 y 2.40 g/cm3.

La Patente de E.U.A. No. 5030366 da a conocer composiciones espaciadoras que incluyen copolímero de estireno sulfonado-anhidrido maleico, y surfactante de 1.3 nonilfenol etoxilado, y agua.

La Patente de E.U.A. No. 5789352 da a conocer composiciones espaciadpras que incluyen una arcilla de silicato de magnesio hidroso seleccionado del grupo que consiste de sepiolita y atapulgita presentes en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 15% a aproximadamente 85% en peso de la composición; sílice presente en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 15%. a aproximadamente 85% en peso de la composición; y- un polímero orgánico seleccionado del grupo que consiste de goma de whelan, goma de xantano, gomas de galactomanano, gomas de ' succinoglucano, gomas de escleroglucano celulosa y sus derivados presentes en una cantidad en el · intervalo de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 10% en peso de la composición.

La Patente de E.U.A. No. 6742592 dio a conocer métodos para cementar una zona de un pozo, que comprende bombear en el pozo una composición de cemento que comprende: (i) un aglutinante hidráulico; (ii) un material particulado que tiene una gravedad específica de mayor que 3, y (iii) partículas de refuerzo que: comprenden un material flexible; tienen una densidad de menor que aproximadamente 1.5 g/cm3; tienen una relación Poisson de más de 0.3; y tiene un tamaño de grano promedio de menor que aproximadamente 600 µ??.

De esta manera, aún existe una necesidad en la técnica por una composición de fluido de alta densidad ambientalmente compatible que sea adecuada para el uso en perforación subterránea y control de brote, o como una composición de cemento que sea adecuad para el uso en aplicaciones de campo petrolífero o aplicaciones de lechada o como un lastre para barcos o boyas.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN De acuerdo con un primer aspecto de la presente invención se proporciona una composición de cemento que comprende: agua ; un cemento hidráulico; y un sistema densificante que comprende una aleación de metal-silicio o' mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3. El sistema densificante incrementa la densidad de la composición mientras que mantiene otras propiedades que incluyen por lo menos capacidad de bombeo, sellado hermético al gas, baja tendencia a segregarse, y/o retroceso de resistencia ' del cemento de alta temperatura reducida .

Otro aspecto de la presente invención se refiere a una composición de cemento "seca" para la reconstitución con agua para producir una composición de acuerdo con el aspecto principal, que comprende un cemento hidráulico y un sistema densificante que comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3. Otros aspectos de la presente invención se refieren a composiciones de fluido de perforación y de fluido espaciador y a métodos para cementar, perforar y cambiar los fluidos en las operaciones de perforación.

Las modalidades ¦ de la presente invención proporcionan composiciones de fluido de perforación que incluyen una cantidad efectiva de un aditivo de alta densidad o un sistema densificante, donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de volumen deseada a las composiciones y donde el sistema comprende una aleación de metal-silicio o una mezcla de la misma y donde el sistema tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 5.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 6.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 6.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 7.0 g/cm3. En general, la densidad del sistema no excede 20 g/cm3.

Las modalidades de la presente invención proporcionan composiciones de cemento para cementar pozos subterráneos que incluyen una cantidad efectiva de un aditivo de alta densidad o un sistema densificante, donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de volumen deseada a las composiciones y donde el sistema o aditivo comprende un reactivo de aleación de metal-silicio o mezcla de aleaciones de metal-silicio que tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 5.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 6.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 6.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene una densidad de por lo menos 7.0 g/cm3. En general, la densidad del sistema no excede 20 g/cm3.

Las modalidades de la presente invención proporcionan composiciones de fluido espaciador incluyendo una cantidad efectiva de un aditivo de alta densidad o sistema densificante, donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de volumen deseada a las composiciones y donde el aditivo o sistema comprende un reactivo de aleación de metal-silicio o mezcla del mismo que tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 5.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 6.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 6.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 7.0 g/cm3. En general, la densidad del sistema no excede 20 g/cm3.

Las modalidades de la presente invención proporcionan composiciones de mezcla seca para la formación de los fluidos espaciadores acuosos al mezclar con agua, donde las composiciones' incluyen una cantidad efectiva de un aditivo de alta densidad o sistema densificante, donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de volumen deseada a las composiciones y donde el aditivo o sistema comprende una aleación de metal-silicio o mezcla de aleaciones de metal-silicio que tienen una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 5.5 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 6.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 6.5 g/cm3.- En ciertas modalidades, el sistema tiene por lo menos una densidad de 7.0 g/cm3. En general, la densidad del sistema no excede 20 g/cm3.

Las modalidades de esta invención proporcionan métodos para la perforación subterránea que incluye hacer circular un fluido de perforación, mientras se perfora un pozo de sondeo, donde el fluido de perforación incluye una cantidad efectiva de un sistema densificante que comprende por lo menos una aleación de metal-silicio en un pozo de sondeo, donde la cantidad es efectiva para incrementar el peso de la columna del fluido a una presión deseada y donde el fluido de perforación tiene propiedades mejoradas relativas con el fluido de perforación que tiene una cantidad equivalente en pese de un agente densificante de hematita.

Las modalidades de esta invención proporcionan métodos para cementación subterránea que incluye bombear una composición de cemento que incluye una cantidad efectiva de una composición densificante que comprende por lo menos una aleación de metal-silicio en un pozo de sondeo revestido o no revestido, donde la cantidad es efectiva para producir un cemento que tiene una viscosidad plástica relativamente baja, un limite de fluencia relativamente bajo, un curado relativamente más rápido, una resistencia de curado relativamente mayor después de 6 horas de curado y resistencia de curado final relativamente mayor relativa con una composición de cemento que tiene un equivalente de peso de un agente densificante de hematita.

Las modalidades de esta invención proporcionan métodos que incluyen desplazar un primer fluido tal como un fluido de perforación, con un segundo fluido incompatible tal como una suspensión de cemento, en un pozo. El fluido espaciador funciona para separar el primer fluido del segundo fluido y para remover el primer fluido de las paredes del pozo, donde el fluido espaciador incluye una cantidad efectiva de un sistema densificante de esta invención. En las operaciones de perforación y terminación, el propósito del fluido espaciador es suspender y remover parcialmente el fluido de perforación deshidratado/gelificado y cortes de perforación del pozo abierto y permitir un segundo fluido tal como salmuera de terminación, que se colocan en el pozo abierto .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La invención se puede entender mejor con referencia a la siguiente descripción detallada junto con las figuras ilustrativas adjuntas en las cuales elementos similares se enumeran lo mismo: La Figura 1 representa la prueba UCA de una composición de cemento de la técnica anterior que incluye 2217 g/cm3. (18.5 lbs/gal) de hematita preparada al agregar 16.78 kg/sk (37 Ib/sk) de hematita al fluido.

La Figura 2 representa la prueba UCA de una composición de cemento de la técnica anterior que incluye 2217 g/cm3. (18.5 lbs/gal) de ferrosilicio preparada al agregar 12.25 kg/sk (27 lb/sk) de ferrosilicio al fluido.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Definiciones de Términos Usados en la Invención Las siguientes definiciones se proporcionan a fin de ayudar a aquellas personas expertas en la técnica en el entendimiento de la descripción detallada de la presente invención.

El término "surfactante" se refiere a un compuesto soluble, o parcialmente soluble que reduce la tensión superficial de los líquidos, o reduce la tensión interfacial entre dos líquidos, o un líquido o un sólido mediante la misma congregación y orientación en estas interfaces.

El término "fluidos de perforación" se refiere a cualquier fluido que- se use durante operaciones de perforación de pozos incluyendo pozos de petróleo y/o gas, pozos geotérmicos, pozos de agua u otros pozos similares.

El término' "fluidos de terminación" se refiere a cualquier fluido que se use e operaciones de terminación de pozos de petróleo y/o gas.

El término "fluidos de producción" se refiere a cualquier fluido que se use en. preparaciones de producción de pozos de petróleo y/o gas..

El término "composición de cementación" o "composición de cemento." significa una composición usada para cementar o terminar un pozo subterráneo.

El término "cemento hidráulico" significa una composición de cementación que se endurece a una masa monolítica dura bajo agua. En general, cualquier cemento hidráulico se puede usar en la presente invención. En ciertas modalidades, se puede usar cemento Portiand debido a su bajo costo, disponibilidad y utilidad general. En otras modalidades, los cementos Portiand de API (Instituto de Petróleo Americano) Clases A, B, C, H, y/o G se pueden usar en la invención. En otras modalidades, se pueden usar otras clases de cementos API, tal como cemento de aluminato de calcio y yeso. Además, se pueden usar las mezclas o combinaciones de estos componentes de cemento. Las características de estos cementos se describen en API Spedification For Materials and Testing for Well Cements. API Spec. 10 A, First Edition, Enero de 1982, la cual se incorpora por medio de este documento a manera de referencia.

El término "fluido espaciador o medio de pre-lavado a chorro" significa' un fluido usado para aislar fluidos o para purgar un fluido de modo que se puede reemplazar por un segundo fluido.

Un fluido de perforación sobrebaianceado significa un fluido de perforación que tiene una densidad (presión) hidrostática circulante que es mayor que la densidad (presión) de formación.

Un fluido de perforación de presión bajo balanceado y/o manejado significa un fluido de perforación que tiene una densidad (presión) hidrostática circulante inferior o igual a una densidad (presión) de formación. Por ejemplo, si una formación conocida a 3048 m (10,000 pies) (Profundidad Vertical Verdadera - TVD) tiene una presión hidrostática de 3.4 x 107 Pa (5,000 psi) o 1150 g/cirr5 (9.6 lbm/gal) un fluido de perforación bajo balanceado tendría una presión hidrostática menor que o igual a 1150 g/cm3 (9.6 lbm/gal). La mayoría de fluidos de perforación de presión bajo balanceado y/o manejados incluyen por lo menos un aditivo de reducción densidad. Se pueden incluir otros aditivos tales como inhibidores de corrosión, modificadores de pH y/o inhibidores de esquisto.

El término "espumable" significa una composición que cuando se mezcla con un gas forma una espuma estable.

El término "gpt" significa galones por miles de galones.

El término "ppt" significa libras por miles de galones.

Los inventores han descubierto que las composiciones de fluido de perforación, fluido espaciador y de cementación para aplicaciones de perforación y/o cementación en el fondo del pozo se pueden formular usando un material económico y ambientalmente apto que tiene una gravedad especifica mayor que o igual a aproximadamente 6.0 para hacer el fluido de perforación de alta densidad, el fluido espaciador y las composiciones de cementación. Los inventores han descubierto que ciertas aleaciones de metal-silicio que tienen gravedades especificas mayores que o igual que aproximadamente 6.0 proporcionan composiciones de fluido o perforación, fluido espaciador o de cementación que se densifican con menos material, mientras que no disminuye o afecta adversamente otras propiedades del fluido. En ciertas modalidades, los inventores han descubierto que la aleación de metal-silicio particulada que tiene una gravedad especifica de aproximadamente 7.0 proporcionan composiciones de fluido de perforación, fluido espaciador o de cementación que se densifican con menos material, mientras que no disminuye o afecta adversamente otras propiedades del fluido. El menos material requerido para la densidad permite un diseño más óptimo de propiedades reológicas y mecánicas de los fluidos específicos.

Fluidos de Perforación En general, un fluido de perforación se usa durante la perforación de un pozo. Los fluidos de perforación se pueden diseñar para la' asi llamada perforación sobre-balanceada (una presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es mayor que la presión de poro de la formación), la perforación bajo balanceada (una presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es menor que la presión de poro de la formación) o la perforación de presión manejada, donde la presión hidrostática del fluido de perforación se maneja, dependiendo de la naturaleza del material a través del cual se lleva a cabo la perforación. Cada tipo de perforación usa diferentes tipos de fluidos de perforación. Las composiciones de esta invención se diseñan para producir fluidos de perforación de alta densidad para el uso en la perforación sobre-balanceada y fluidos que taponan un pozo en el evento de un problema con la producción o terminación.

Las modalidades de la presente invención se refieren a composiciones de fluido de perforación que incluyen una cantidad efectiva de un aditivo de alta densidad, donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de . volumen deseada a las composiciones y donde el aditivo es un reactivo de aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio que tienen una densidad de por lo menos 6.0 g/cm3. Las modalidades de la presente invención se refieren a composiciones de fluido de perforación que comprenden un sistema densificante que comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3 y en donde el sistema densificante incrementa la densidad de la composición mientras que mantiene otras propiedades que mantiene otras propiedades que incluyen por lo menos capacidad de bombeo, sellado hermético al gas, baja 'tendencia a segregarse y/o retroceso de fuerza reducida del cemento de alta temperatura.

Intervalos de Composición En ciertas modalidades de la presente invención, el sistema densificante puede estar presente en una cantidad de hasta aproximadamente 200 partes en peso de la composición. En las modalidades preferidas, el sistema densificante puede estar presente en una cantidad entre 10 y 200 partes en peso de la composición. En particular, el sistema densificante puede estar presente en una cantidad entre 20 y 100 partes en peso de la composición.

En ciertas modalidades de la presente invención, el cemento hidráulico puede estar presente en una cantidad de hasta aproximadamente 100 partes en peso de la composición. En modalidades preferidas, el cemento hidráulico puede estar presente en una cantidad entre 5 y 100 partes en peso de la composición,, en particular, el cemento hidráulico puede estar presente en una cantidad entre 10 y 50 partes en peso de la composición.

En ciertas modalidades de. la presente invención, el agua puede estar presente en una cantidad de hasta aproximadamente 80 partes en peso de la composición. En modalidades preferidas, el agua puede estar presente en una cantidad entre 4 y 80 partes en peso de la composición. En particular, el agua puede estar, presente en una cantidad entre 8 y 40 partes en peso de la composición.

En ciertas modalidades, la composición incluye una cantidad efectiva de un aditivo de alta densidad, en donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de volumen deseada a las composiciones y donde el aditivo es un reactivo de aleación de metal-silicio o una mezcla de aleaciones de metal-silicio que tienen una densidad de por lo menos 6.0 g/cm3. En otras modalidades, la cantidad efectiva es dependiente de las propiedades totales de densidad, reológicas y mecánicas del fluido requerido.

Reactivos Adecuados Reactivos de Densificación o que agregan Peso para el Uso en la Invención Los sistemas densificantes de la presente invención comprenden una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio. Las aleaciones de metal-silicio adecuadas para el uso ¦ en la composición de esta invención incluyen sin limitación, ferrosilicio, Perriita, ferromanganeso, silicio de ferromanganeso, otras aleaciones de metal-silicio o combinaciones de las mismas. Otros reactivos o agentes de densificación o ponderación incluyen, sin limitación, hierro, acero, barita, hematita, otros minerales de hierro, tungsteno, estaño, manganeso, tetraóxido de manganeso, carbonato de calcio, ilmenita, arena o mezclas de los mismos. Las aleaciones de meta-silicio y los otros reactivos de densificación o ponderación pueden estar en la forma de nanopartículas , micropartículas , polvos (mezcla de tamaños de partículas) , perdigones, granular o mezclas y combinaciones de los mismos. En algunas modalidades, los polvos comprenden partículas que tienen un tamaño de diámetro de partícula promedio entre aproximadamente 10 nm y aproximadamente 1 mm. En otras modalidades, el polvo comprende partículas que tienen un tamaño de diámetro de partícula promedio entre ' aproximadamente 100 nm y aproximadamente 500 m. En otras modalidades, el polvo comprende partículas que tienen un tamaño de diámetro de partícula promedio entre aproximadamente 500 nm y aproximadamente 500 µ??.

Componentes de Fluido de Perforación Adecuados para Fluidos de Base Acuosa Los fluidos de base acuosa adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación, agua de mar, agua dulce, agua salina o tal sistema de constitución que contiene hasta aproximadamente 30% de petróleo crudo.

Componentes de Fluido de Perforación Adecuados para Fluidos de Base de Aceite Los fluidos de base de aceite adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación, fluidos de hidrocarburos sintéticos, fluidos de hidrocarburos con base de aceite, fluidos de hidrocarburos naturales (no acuosos) u otros hidrocarburos similares o mezclas o combinaciones de ios mismos. Los fluidos de hidrocarburos para el uso en la presente invención tiene viscosidades que varían de aproximadamente 5xl0"6 -a aproximadamente ß?????"6 m2/s (5 a aproximadamente 600 centistcques ) . Ejemplos ejemplares de estos fluidos de hidrocarburo incluyen, sin limitación, polialfaolefi.ñas , polibutenos, ésteres de polioles, aceites vegetales, aceites de animal, otros aceites esenciales, diesel que tiene un contenido de azufre bajo o alto, keroseno, turbosina. definas internas (10) que tienen entre aproximadamente 12 y 20 átomos de carbono, alfa-olefinas lineales que tienen entre aproximadamente 14 y 20 átomos de carbono, polialfaolefinas que tienen entre aproximadamente 12 y aproximadamente 20 átomos de carbono, alfa-olefinas isomerizadas (IA0) que tiene entre aproximadamente 12 y aproximadamente 20 átomos de carbono, nafta VM&P, Limpar, parafinas lineales, alquilados detergentes y parafinas que tienen entre 13 y aproximadamente 16 átomos de carbono y mezclas o combinaciones de los mismos.

Las polialfaolefinas adecuadas (PAOs) incluyen, sin limitación, polietilenos , polipropilenos, polibutenos, polipentenos , polihexenos, poliheptenos , PAOs superiores, copoliméros de las mismas y mezclas de los mismos. Ejemplos ejemplares de PAO incluyen PAOs vendidas por Mobil Chemical Company como fluidos SHF y PAOs vendidas anteriormente por Ethyl Corporation bajo el nombre de ETHYLFLO y actualmente por Albermarle Corporation bajo el nombre comercial Durasyn. Estos fluidos incluyen aquellos especificados como ETHYLFLO 162, 164, 166, 170, 174 y 180. Las PAOs bien adecuados para ei uso en esta invención incluyen mezclas de aproximadamente 56% de ETHYLFLO ahora Durasyn 174 y aproximadamente 44% de ETILFLO ahora Durasyn 168.

Ejemplos ejemplares de polibutenos incluyen sin limitación, aquellos vendidos por Amoco Chemical Company and Exxon Chemical Company bajo los nombres comerciales INDOPOL y PARAPOL, respectivamente. Los polibutenos bien adecuados para el uso de esta invención incluyen INDOPOL 100 de Amoco.

Ejemplos ejemplares de éster .de poliol incluyen, sin limitación, neopentilglicoles, trimetilolpropanos , pentieritrioles , dipentaeritrioles y diésteres tales como dioctilsebacato (DOS), diactilazelato (DOZ) y dioctiladipato .

Ejemplos ejemplares de fluidos con base de aceite incluyen, sin limitación, aceites minerales blancos, aceites parafinicos y aceites nafténicos con índice de viscosidad medio (MVI) que tienen viscosidades que varían de aproximadamente 5 x 10"6 a aproximadamente 600 x 10"6 m2/s (5 a aproximadamente 600 centistokes ) a 4°C. Ejemplos representativos de aceites minerales blancos incluyen aquellos vendidos por Witco Corporation, Aero Chemical Company, PSI, y Pentreco. Ejemplos representativos de aceites parafinicos incluyen aceites neutros con base de solvente disponibles de Exxon Chemical Company, aceites neutros con alto índice de viscosidad (HVI) disponibles de Shell Chemical Company, y aceites neutros tratados con solventes disponibles de Arco Chemical . Company. Ejemplos ejemplares de aceites nafténicos MVI incluyen aceites pálidos de Coastal extraídos con solventes disponibles de Exxon Chemical Company, aceites extraídos con MV1 y tratados con ácido disponibles de Shell Chemical Company, y aceites nafténicos vendidos bajo los nombres HydroCal y Calsol por Calumet.

Ejemplos ejemplares de aceites vegetales incluyen sin limitación, aceites de ricino, aceite de maíz, aceite de oliva, aceite de girasol, aceite de ajonjolí, aceite de cacahuate, otros aceites vegetales, aceites vegetales modificados tales como aceites de ricino reticulados y similares, y mezclas de los mismos. Ejemplos ejemplares de aceites de animal incluyen, sin limitación, cebo, aceite de visón, manteca, otros- aceites de animal, y mezclas de los mismos. Otros aceites esenciales funcionarán también. Por su puesto, las mezclas de ' todos los aceites identificados anteriormente se pueden usar también.

Agentes espumantes adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación, cualquier agente espumante adecuado para espumar los fluidos de perforación con base de hidrocarburos. Ejemplos ejemplares de agentes espumantes incluyen, sin limitación, agentes espumantes de silicona tal como tetra (trimetilsiloxi ) silano, espumas oligoméricas o poliméricas fluoradas tal como copolímero metracrílico fluorado, u otros agentes espumantes similares capaces de producir una espuma en un fluido de perforación con base de hidrocarburos o aceite o mezclas o combinaciones de los mismos. Ejemplos ejemplares de estos agentes espumantes incluyen, sin limitación, DC-1250 disponible de Dow Corning, Zonyl FSG disponible de DuPont, APFS-16 disponible de Applied Polymer, A4851 disponible de Baker Petrolite, Superfoam disponible de Oilfield Solutions, Paratene HFA disponible de Woodrising, DVF-880 disponible de Parasol Chemical INC., - JBR200, JBR300JBR400 y JBR500 disponible de Jeneil Biosurfactante Company, Paratene HFA, Paratene MFA, Paratene MFB disponible de Woodrising Resources Ltd., o mezclas o combinaciones.

Polímeros adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación, cualquier polímero soluble en el fluido con base en aceite. Los polímeros ejemplares incluyen, sin limitación, un polímero que comprende unidades de una o más (una, dos, tres, cuatro, cinco, , tantos como se deseen) monoolefinas o diolefinas polimerizables . Ejemplos ejemplares incluyen, ¦ sin limitación, polietileno, polipropileno, polibutileno u otras polial fa-olefinas , poliestireno u otras olefinas poliaromáticas , polibutadieno, poliisopreno, u otras poli-diolefinas , o copolímeros (un polímero que incluye dos o más monoelefinas o diolefinas) o copolímeros que incluyen menores cantidades de otros monómeros polimerizables tales como acrilatos (ácido acrílico, acrilato de metil, acriiato de etilo, etcétera) metacrilatos (ácido metacrilico, metacrilato de metilo, metacrilato de etilo, etcétera), acetato de vinilo, anhídrido maleico, anhídrido succínico o similares, por su puesto con la condición de que el polímero resultante sea soluble en el fluido con base de hidrocarburo.

Agentes gelificantes adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación, cualquier agente gelifi-cante . Agentes representativos incluyen, pero no se limitan a, óxidos de antimonio, óxido de zinc, óxido de bario, sulfato de bario, carbonato de bario, óxido de hierro, hematita, otros minerales de hierro y mezclas de los mismos. Agentes gelificantes ejemplares incluyen ésteres de fosfato, copolímero de etileno-ácido acrílico, copolímeros de etileno-ácido metacrilico, copolímeros de etileno-acetato de vinilo, copolímeros de etileno-anhídrido maleico, copolímeros de butadieno-ácido metacrilico, copolímeros de etileno-ácido metacrilico, copolímeros de estireno-butadieno, ácido acrílico, copolímeros de estireno-butadieno-ácido metacrilico u otros monomeros que incluyen copolímeros que tiene porciones ácidas o mezclas o- combinaciones de los mismos. Ejemplos ejemplares de agentes gelificantes de éster de fosfato incluyen, sin limitación, WEC HGA 37, WEC HGA 70, WEC HGA 71, WEC HGA 72. WEC HGA 702 o mezclas o combinaciones de los mismos, disponibles de Weatherford International. Otros atentes gelificantes adecuados incluyen, sin limitación, EEL-VIS II disponible de eatherford, Ken-Gel disponible de Imco o similares.

El agente reticulador adecuado para el uso en esta invención incluye, sin limitación, cualquier agente reticulador adecuado. para el uso con los agentes gelificant.es. Agentes de reticulación, sales de metal di- y tri-valentes tales como sales de calcio, sales de magnesio, sales de bario, sales de cobre, sales cúpricas, sales férricas, sales de aluminio o mezclas o combinaciones de las mismas. Ejemplos ejemplares de agente reticulador para el uso con ésteres de fosfato .incluyen, sin limitación, WEC HGA 44, WEC HGA 48, WEC HGA 55se, WEC HGA 55s, WEC HGA 61, WEC HGA 65 o mezclas o combinaciones de los mismos disponibles de Weatherford International.

Agentes antiespumantes adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación, cualquier agente antiespumante capaz de reducir la altura de la espuma de los sistemas de fluido de perforación espumados de esta invención. Ejemplos representativos de agentes antiespumantes son los alcoholes de bajo peso molecular con isopropanol o alcohol isopropilicc (IPA) que es preferido. En ciertas modalidades, el agente antiespumante puede ser Clear Air 2325 (disponible de Clearwater International, of Houston, Texas) .

Gases Gases adecuados . para espumar la composición de gel iónicamente acoplada, espumable incluye, sin limitación, nitrógeno, dióxido de carbono, o cualquier otro gas adecuado para el uso en la fracturación de la formación, o mezclas o combinaciones de los mismos.

Inhibidores de Corrosión Los inhibidores de corrosión adecuados para el uso en esta invención incluyen, sin limitación: sales de amonio cuaternario por ejemplo, cloruros, bromuros, yoduros, dimetilsulfatos , dietilsulfatos , nitruros, bicarbonatos, carbonatos, hidróxido, alcóxidos, o similares, o mezclas o combinaciones de los mismo; sales de bases de nitrógeno; o mezclas o combinaciones de las mismas. Sales de amonio cuaternaria ejemplares incluyen, sin limitación, sales de amonio cuaternario de una amina y un agente de cuaternización, por ejemplo, cloruros de alquilo, bromuros de alquilo, yoduros de alquilo, sulfates de alquilo, tal como sulfato de dimetilo, sulfato de dietilo, etcétera, alcanos dialogenados tal como dicloroetano, dicioropropano, éter dicloroetilicc, aductos ¦ de epiclorohidrina de alcoholes etoxilados, o similares, o mezclas o combinaciones de los mismos y un agente de amina, por ejemplo, alquilpiridinas , especialmente, alquilpiridinas altamente alquiladas, alquil-quinolinas, aminas terciarias sintéticas de C6 a C24, aminas derivadas de productos naturales tales como coco o similares, metilaminas dialquilsustituidas, aminas derivadas de la reacción de ácidos grasos y aceites y poliaminas, amidoimidazolinas de DÉTA y ácidos grasos, imidazolinas de etilenediamina, imidazolinas de diaminociclohexano, imidazolinas de aminoetiletilenediamina, pirimidina de diamina de propano y diamina de propeno alquilada, mono y poliaminas oxialquiladas suficientes para convertir todos los átomos de hidrógeno lábiles en las aminas a los grupos que contienen oxigeno, o similares o mezclas o combinaciones de los mismos. Ejemplos ejemplares de sales de bases de nitrógeno, incluyen, sin limitación, sales de bases de nitrógeno derivas de una sal, por ejemplo: ácidos monccarboxílicos de Ci a C8 tales como ácido fórmico, acido acético, ácido propanoico, ácido butanoico, ácido pentanoico, ácido hexanoico, ácido heptanoico, ácido octanoico, ácido 2-etilhexanoico, o similares; ácidos dicarboxilicos de C2 a C12, ácidos carboxilicos insaturados de C2 a C12 y anhídridos, o similares; poliácidos tal como acido diglicólico, ácido aspártico, ácido cítrico, o similares; hidroxiácidos tales como ácido láctico, ácido itacónico, o similares; ácidos de arilo e hidroxiarilo; aminoácidos naturales o sintéticos; rioácidos tal como ácido tiogli cólico (TGA) ; formas de ácido libre de ácido fosfórico, derivados de glicol, etoxilados, amina etoxilada, o similares, o ácidos aminosul fónicos ; o mezclas o combinaciones de los mismos y una amina, por ejemplo: aminas de ácido graso de alto peso molecular tal como cocoamina, sebcaminas, o similares; aminas de ácido graso u oxialquiladas ; poliaminas de ácido graso de alto peso molecular (di, tri, tetra, o superiores); poliaminas de ácido graso oxialquiladas; amino-amidas tales como productos de reacción de ácido carboxilico con poliaminas donde los equivalentes de ácido carboxilico son menores que los equivalentes de aminas reactivas y derivados u oxialqulados de las mismas, pirimidinas de ácido graso; monoimidazolinas de EDA, DETA o etilen-aminas superiores, hexametilen-diamina (HMDA) , tetrametilendiamina (TMDA) , y análogos superiores de las mismas bisimidazolinas, imidazolinas de ácidos mono y poliorgánicos ; oxazolinas derivadas de monoetanol-amina y ácidos grasos o aceites, éter aminas de ácido graso, mono y bis-amidas de aminoetilpiperazina ; sales de GAA y TGA de los productos de reacción de aceite crudo subproducto de la industria papelera (tall oil) o tall oil destilado con dietilen-triamina; sales de GAA y TGA de productos de reacción de dimero-ácidos con mezcla de poli-aminas tales como TMDA, HiNADA y 1 , 2-diaminociclohexano ; sal de TGA de 3d imidazolina derivada de DETA con ácidos grasos de aceite de sebo o aceite de semilla de soja, aceite de cañóla, o similares; o mezclas o combinaciones de los mismos.

Otros Aditivos Los fluidos de perforación de esta invención también pueden incluir otros aditivos asi como también inhibidores de incrustación, aditivos de control de dióxido de carbono, aditivos de control de parafina, aditivos de control de oxigeno y otros aditivos.

Control dé Incrustaciones Aditivos adecuados para el control de incrustaciones y útiles en las composiciones de esta invención incluyen, sin limitación: agentes quelantes, por ejemplo, sales de a+, ' K~ o NH4_ de EDTA; sales de Na", K+ o NH4 de NTA; sales de K" o NH4 de ácido eritórbico; sales de Na1, ' K o NH'4 de ácido tioglicólico (TGA) ; sales de Na+, K" o NK+4 de ácido hidroxiacético; sales de Na", K+ o NH~4 de ácido cítrico; sales de Na, K o NH4 de ácido Tartárico u otras sales similares c mezclas c combinaciones de las mismas. Aditivos adecuados qué funcional en efectos de umbral, secuestrantes, incluyen, sin limitación: Fosfatos, por ejemplo hexametilfosfate de sodio sales de fosfato lineales, sales de ácido polifosfórico, Fosfonatos, por ejemplo no iónicos tales como HEDP (ácido hidroxitiliden-difosfórico ) , PBTC (ácido fosfoisobutano-tr icarboxilico) , Aminofosfonatos de MEA (monoetanolamina) , NH3, EDA (etilen-diamina ) , Bishidroxietilen-diamina , Éter bisaminoetilo, DETA (dietilenetriamina) , HMDA (hexametilen-diamina) , Hiper-homólogos e isómeros de .HMDA, Poliaminas de EDA y DETA, Diglicolamina y homólogos, o poliaminas similares o mezclas o combinaciones de las mismas; Esteres de fosfato, ésteres de acido polifosfórico o ésteres de pentóxido de fósforo (?205) alcanolaminas tales como MEA, DEA, trietanol-amina (TEA) , Bishidroxietiletilén-diamina; alcoholes etoxilados, glicerina, glicoles tal como EG (etilenglicol ) , propilenglicol , butilenglicol , hexilenglicol , trimetilol-propano, pentaeriitrol , neopentil-glicol o similares; Tris & Tetra hidroxi-aminas ; fenoles de alquilo etoxilados (uso limitado debido a problemas de toxicidad) , aminas etoxiladas tales como monoaminas tal como MDEA y aminas superiores de 2 a 24 átomos de carbono, diaminas de 2 a 24 átomos de carbono, o similares; polímeros, por ejemplo, homopolimeros de ácido aspártico, homopolimeros solubles de ácido acrilico, copolimeros de ácido · acrilico y ácido metacrilico, terpolimeros de acilatos, AMPS, etcétera, poliacrilamidas hidrolizadas , anhídrido pclimál ico (PMA); o similares; o mezclas o combinaciones de los mismos.

Neutralización de Dióxido de Carbono Aditivos adecuados para la neutralización de C02 y para el uso en las composiciones de esta invención incluyen, sin limitación, MEA-, DEA, isopropilamina , ciclohexilamina , morfolina, diaminas, dimetilaminopropilamina (DMAPA), etilen-diamina, metoxi-propliamina (MOPA) , dimetiletanol-amina , metildietanolamina ( DEA) y oligómeros, imidazolinas de EDA y homólogos y aductos superiores, imidazolinas de aminoetiletanolamina (AEEA) , aminoetilpiperazina , aminoetiletanol-amina, di-isopropanol-amina , DOW AMP-90MR, Angus AMP-95, dialquiláminas (de metilo, etilo, isopropilo) , mono-alquilaminas (metilo, etilo, isopropilo) , trialquil-aminas (metil, etil, isopropilo), bishidroxietiletilen-diamina (THUD) , o similares o combinaciones de las mismas.

Control de Parafinas Aditivos adecuados para la Remoción de Parafinas, Dispersión y/o Distribución de Cristal de Parafina incluyen, sin limitación: Cellosol.vesMR disponible de DOW Chemicals Company; acetatos de Cellosolve; cetonas; sales de acetato y formiato y ásteres; surfactantes compuestos de alcoholes etoxilados o propoxilados , alquilfenoles , y/o aminas; éster metílicos tales como coconato, laurato, soyato u otros ésteres metílicos de origen natural de ácidos grasos; ásteres metílicos sulfonados tales como coconato sulfonado, laurato sulfonado, soyato sulfonado u otros ésteres metílicos de origen natural sulfonados de ácidos grasos; cloruros de amonio cuaternario de bajo peso molecular de aceites de coco más aceites de soja, o aminas de Ci0 a C24 o cloruros de alquilo y arilo monohalogenados ; sales de amonio cuaternario compuestas de cloruros de alquilo y/o arilo halogenado disustituidos y de peso molecular más bajo; sales cuaternarias gemini de aínas terciarias de dialquil (metilo, etilo, propilo, mezcladas, etcétera) y etanos, propanos dihalogenados , etcétera o éteres dihalogenados tal como éter dicloroetílico (DCEE) , o similares; sales cuaternarias gemini de alquilaminas o amidcpropil-aminas, tal como cocoamidopropildimetilo, sales de amonio cuaternario bis de DCEE; o mezclas o combinaciones de las mismas. Alcoholes adecuados usados en la preparación de los surfactantes incluyen, sin limitación, alcoholes lineales o ramificados, especialmente mezclas de alcoholes reaccionados con óxido de etileno, óxido de propiieno c alquilenóxido superior, donde los surfactantes resultantes tienen un intervalo de HLBs . Alquilfenoles adecuados usados en la preparación de los surfactantes incluyen, sin limitación, nonilfenol, decilfenol, dodecilfenol u otros alquilfenoles donde el grupo alquilo tiene entre aproximadamente 4 y aproximadamente 30 átomos carbono. Aminas adecuadas usadas en la preparación de surfactantes incluyen, sin limitación, etilendiamina (EDA), dietilentriamina (DETA) , u otras poliaminas. Ejemplos ejemples incluyen Quadrols, Tetrols, Pentrols disponibles de BASF. Las alcanolaminas adecuadas incluyen, sin limitación, monoetanolamina (MEA). dietanolamina (DEA), productos de reacción de MEA y/o DEA con aceites de coco y ácidos.

Control de Oxigenó La introducción de agua en el fondo del pozo se logra frecuentemente por un incremento en el contenido de oxigeno de fluidos en él fondo del pozo debido al oxigeno disuelto en el agua introducida. De esta manera, los materiales introducidos, en el fondo del pozo deben funcionar en ambientes de oxigeno o deben funcionar suficientemente bien hasta que el contenido de oxigeno se haya agotado por reacciones naturales. Para un sistema que no puede tolerar oxigeno, el oxigeno se debe remover o controlar en cualquier material introducido en el fondo del pozo. El problema se exacerba durante el invierno cuando los materiales inyectados incluyen anticongelantes tales como agua, alcoholes, glicoles, Cellosolves, formatos, acetatos, o similares y debido a que la solubilidad del oxigeno es superior a un intervalo de aproximadamente 14-15 ppm en agua muy fría. El oxigeno también puede incrementar la corrosión e incrustación. En aplicaciones CCT (tubería flexible capilar) que usan soluciones diluidas, las soluciones inyectadas dan por resultado inyección de un medio ambiente oxidante (02) en un medio ambiente reductor (CO2, H2S, ácidos orgánicos, etcétera ) . ' · Opciones para controlar el contenido de oxígeno incluyen: (1) des-aeración del fluido antes de la inyección en el fondo del pozo, (2) adición de sulfuros normales para producir óxidos de azufre, pero tales óxidos de azufre pueden acelerar el ataque ácido sobre las superficies de metal, (3) adición de eritorbatos, ascorbatos, dietilhidroxiamina u otros compuestos reactivos de oxígeno que se agregan al fluido antes de la inyección en el fondo del pozo; y (4) adición de inhibidores de corrosión o agentes de pasivación de metales tales como sales de potasio (álcali) de ésteres de glicoles, etoxilados de alcohol polihídrico u otros inhibidores de corrosión similares. Los agentes inhibidores de oxígeno y corrosión incluyen mezclas de tetrametilen-diaminas, hexametilén-diaminas , 1 , 2-diaminaciclohexano, cabezas de amina, o productos de reacción de estas aminas con equivalentes molares parciales de aldehidos. Otros agentes de control de oxígeno incluyen amidas salicílicas y benzoicas de poliaminas,- usadas especialmente en condiciones alcalinas, dioles de acetileno de cadena corta o compuestos similares, ésteres de fosfato, gliceroles de borato, sales de urea y tiourea de bisoxalidinas y otro compuesto que ya sea absorbe oxígeno, reacciona con oxigeno o de otra manera reduce o elimina oxigene.

Inhibidores de Sal Los inhibidores de sal adecuados para el uso en los fluidos de esta invención incluyen, sin limitación, Na Menos - Nitrilotriacetamida disponible de Clearwater International, LLC de Houston, Texas.

Composiciones de Cemento o de Cementación Las composiciones de cemento de alta densidad de esta invención son en general suspensiones que incluyen agua, un sistema de gelificaci'ón opcional, y sistema de cemento hidráulico, donde el sistema de cemento hidráulico incluye un subsistema densificante o densificación que incluye por lo menos una aleación de metal-silicio que tiene una densidad de por lo menos 6.0 g/r,3.

Las composiciones de fluido de esta invención son particularmente muy adecuadas como fluidos de perforación de alta densidad y lodos de perforación. En ciertas modalidades, las composiciones también pueden incluir aditivos de control de pérdida tales como bentonita, derivados de celulosa, poliacrilamidas, poliacrilatos o similares, mientras que también poseen utilidad como fluidos de control de brotes. En otras modalidades, las composiciones de esta invención son particularmente muy adecuadas como fluidos de taponamiento de alta densidad, donde la compatibilidad ambiental es de preocupación .

En otras modalidades, una viscosidad de las composiciones de esta invención se puede controlar usando viscosificantes y dispersantes comercialmente disponibles, con esta adición que ocurre ya sea antes de la adición del agente gelificante opcional si está presente o se agregan simplemente al fluido cuando un material en polvo está siendo incorporado. La variedad y cantidad de los dispersantes, viscosificantes , agentes geüficantes y sistemas densificante usados se indicarán por los parámetros del pozo.

Los dispersantes y viscosificantes se pueden agregar para proporcionar control de reología adicional. Un ejemplo de una química de dispersante común es el dispersante de sulfonatos de naftolina. Un ejemplo de un viscosificante aceptable es HEC, hidroxetil-celulosa, viscosificante . En general, se puede agregar un dispersante para reducir la fricción para que el flujo turbulento se pueda lograr en velocidades de bombeo inferiores, así como también para reducir la pérdida de fluido. En general, es más fácil sobre-adelgazar el fluido en cuestión con el dispersante y después usar una cantidad pequeña de viscosificante para elevar la viscosidad a un nivel deseado.

En ciertas modalidades, se ha descubierto que las aleaciones de metal-silicio en polvo forman suspensiones ó suspensiones acuosas de alta densidad para el uso como fluidos de perforación, lodos de perforación y fluidos de control de brotes. Los agentes densificantes de aleación de metal-silicio son ambientalmente aptos, mientras que no afecten adversamente otras propiedades del fluido.

En el uso de las composiciones de cementación para sellar una formación subterránea, se prepara y se introduce una cantidad específica de suspensión de cemento a través del pozo abierto en la formación para ser tratada. La suspensión de cemento es particularmente útil en la cementación del espacio hueco anular (anillo) entre un tubería de revestimiento o tubo en el pozo de sondeo. La suspensión de cemento se bombea fácilmente hacia abajo a través del tubo y luego hacia afuera y hacia arriba en el espacio anular en el exterior del tubo. En- la solidificación, la suspensión de cemento en una forma o estructura de concreto de alta densidad, de alta resistencia.

Cuando la suspensión de cemento se usa en un medio ambiente de alta temperatura, tal como pozos de petróleo profundos, se pueden usar retardantes de tiempo de fraguado en la composición de cemento a fin de proporcionar un tiempo de fluido amplio para la colocación de composición en el punto de aplicación.

Un uso particularmente deseable de las composiciones de cemento de alta densidad de esta invención es en aplicaciones de campo petrolífero, donde las condiciones del pozo de. sondeo de un pozo limita el intervalo en el cual el cemento de alta densidad se puede usar para el propósito de controlar una formación presurizada. Un ejemplo de este uso sería cuando una formación débil se separa de una formación sobrepresurizada por intervalos relativamente cortos.

Las modalidades de las composiciones de cemento hidráulico de esta invención ¦ incluyen de aproximadamente 25% en peso a aproximadamente 110%. en peso del material de relleno de alta densidad, con base en el peso del cemento en ausencia del material, de relleno de alta densidad. Los materiales de relleno de alta densidad de esta invención incluyen aleaciones de metal-silicio o mezclas de las mismas.

Las modalidades de las composiciones de cemento hidráulico de esta invención también pueden incluir un retardante en la cantidad de 0.1-3% (peso seco) con base en el peso del cemento. La composición química de los retardantes es .conocida en el campo. Se pueden basar en lignosulfonatos , lignosulfonatos , ácidos polihidroxi-carboxílieos , carbohidratos, derivados de celulosa o boratos. Algunos de los retardantes también actuarán como adelgazantes en la suspensión de cemento hidráulico y cuando estos retardantes se usan se puede reducir la dosificación de adelgazantes.

Las modalidades de las composiciones de cemento hidráulico de esta invención también pueden incluir un adelgazante o dispersante en una cantidad de 0.7 a 6% (peso seco) con base en el peso del cemento. Los aditivos adelgazantes que son conocidos como · plastificantes o superplastificantes en los sistemas basados en cemento se pueden usar. Estos aditivos bien conocidos que se pueden basar en lignosulfcnato, naftalenformaldehído sulfonado o productos de melaminaformaldehído sulfonado.

Las modalidades de. las composiciones de cemento hidráulicas de esta invención también pueden incluir 0.1-4% (peso seco) de un aditivo de pérdida de fluido con base en el peso del cemento. Los aditivos de pérdida de fluido se pueden basar en almidón o derivados de almidón, derivados de celulosa tales como carboximetilcelulosa , metilcelulosa o etilcelulosa o polímeros sintéticos tales como poliacrilonitrilo o poliacrilamida se pueden usar.

Las suspensiones de cemento que se usan a alta temperatura de pozo también pueden incluir 10-35% de harina de sílice y/o harina de. sílice con base en el peso del cemento .

Se puede usar tanto agua dulce como agua de mar en la suspensión del cemento hidráulico de la presente invención. Si es necesario, se pueden incorporar aceleradores en la suspensión de cemento a fin de ajustar el tiempo de fraguado.

Se ha descubierto sorprendentemente que las composiciones de cemento hidráulico de alta densidad de la presente invención son · herméticas al gas, muestran muy poca tendencia de fraguado y tienen bajo retroceso de fuerza. De esta manera, el contenido de material de relleno de alta densidad y el contenido de arena de sílice o harina de sílice se pueden incrementar arriba de los niveles convencionales sin afectar la plasticidad de las suspensiones de cemento mientras que la tendencia de fraguado se reduce notablemente.

En ciertas modalidades, las composiciones de cemento de alta densidad de esta invención tienen una densidad de aproximadamente 2516 kg/m3 (21 Ibs/galón) .

El sistema densificante puede comprender un sistema densificante primario. El sistema densificante puede comprender un sistema densificante primerio y un sistema densificante secundario. En ciertas modalidades, las composiciones de cemento de alta densidad de esta invención pueden incluir un segundo' material densificante además del material densificante primario que comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el segundo material densificante se selecciona de hiero, acero, barita, 'hematita, otros minerales de hierro, tungsteno, estaño, manganeso, tetraóxido de manganeso, carbonato de calcio, ilmenita, arena o mezclas de los mismos. La cantidad relativa y tipo de los dos materiales densificante se pueden seleccionar para producir propiedades deseadas de la composición de cementación.

Método de Cementación El proceso general para cementar un espacio anular en un pozo abierto incluye típicamente el desplazamiento de fluido de perforación 'con un fluido espaciador o medio de pre-lavado a chorro que asegurará adicionalmente el desplazamiento o remoción del fluido de perforación y aumenta la unión del cemento a las estructuras adyacentes. Por ejemplo, se contempla que el fluido de perforación se pueda desplazar de un pozo abierto, primero al bombear el pozo abierto un fluido espaciador de acuerdo con la presente invención para desplazar el fluido de perforación que a su vez se desplaza por una composición de cemento o por un fluido de perforación que se ha convertido a cemento, por ejemplo, de acuerdo con los métodos dados a conocer en la Patente de E.U.A No. 4,883,125, la descripción completa se incorpora a manera de referencia debido a la acción del último párrafo de la especificación.

En otras modalidades, las composiciones espadadoras de esta invención (1) proporcionan una zona amortiguadora entre el fluido de perforación que se desplaza y la suspensión de cemento convencional después del fluido espaciador, (2) aumentar la unión entre la suspensión de cemento convencional y las superficies del pozo de sondeo y tubería de revestimiento, y (3) endurecerse para proporcionar un soporte de tubería de revestimiento y protección de corrosión.

En otras modalidades de la presente invención, el fluido espaciador puede ' comprender uno de más de agua, dispersantes, surfactantes y viscosificantes . El fluido espaciador puede comprender, en combinación, copolímeros de agua, estireno-anhídrido maleico (SMA) como un dispersante con o sin surfactantes humectantes de agua aniónicos y/o no iónicos, y con o sin materiales viscosificantes tales como HEC (hidroximetil-celulosa) , CMHEC (carboximetilhidroxietil-celulosa) , PHPA (poliacrilamida parcialmente hidrolizada) , bentonita, atapulgita, sepiolita y silicato de sodio y sistema densificante que incluye por lo menos una aleación de metal-silicio para formar' un medio reológicamente compatible para desplazar el fluido de perforación del pozo abierto.

En otras modalidades de la presente invención, el fluido espaciador comprende SMA, bentonita, goma de welan, surfactante y agente densificante. De manera preferente, el fluido espaciador de acuerdo con una modalidad de la presente invención comprende una mezcla seca espadadora que incluye: 1) 10% en peso a 50% en peso de SMA como un dispersante; 2) 40% en peso a 90% e peso de bentonita como un agente de suspensión; 3) 1% en peso a 20% en peso de goma de welan como un tolerante viscosificante de alta eficiencia, pseudoplástico a la sal y calcio, disponible de Kelco, Inc. Bajo el nombre comercial BIOZANMR; 4) 0.2 mL por litro (0.01 gal por bbl) a 237 mL por litro (10.0 gal por bbl) de espaciador de base acuosa de un surfactante de nonilfenol etoxilado que tiene una relación en mol de óxido de etileno a nonilfenol que varia de 1.5 a 15, disponible de GAF bajo el nombre comercial IGEPAL; 5) 20% en peso a 110% en peso de un sistema densificante que incluye por lo menos una aleación de metal-silicio que tiene una densidad mayor que o igual a aproximadamente 6.0 g/cm3. En ciertas modalidades, el agente densificante se agregará al fluido espaciador en una cantidad para proporcionar al fluido espaciador una densidad igual a o mayor que la densidad del fluido de perforación y menor que o igual a la densidad de la suspensión de cemento.

En operaciones de cementación de pozos tal como cementación primaria, una suspensión de cemento se bombea en el anillo entre una cadena de tubería de revestimiento dispuesta en el pozo abierto y las paredes del pozo abierto para el propósito intencionado de sellar el anillo al fluido de fluidos a través del pozo abierto, soportar la tubería de revestimiento y proteger" la tubería de revestimiento de elementos corrosivos en el pozo abierto. El fluido de perforación presente en el anillo' se deshidrata parcialmente y se geiifica conforme pierde su filtración a la formación. La presencia de este fluido de perforación parcialmente deshidratado/gelificado- en el anillo es perjudicial para obtener una unión de cemento adecuada entre la tubería de revestimiento y el pozo abierto. Conforme la tubería de revestimiento se vuelve más excéntrico, el proceso de remoción se vuelve más difícil.

A fin de separar la suspensión de cemento del fluido de perforación y remover parcialmente el fluido de perforación deshidratado/gelificado de las paredes del pozo abierto antes de la suspensión de cemento conforme se bombea, un fluido espaciador se inserta entre el fluido de perforación y la suspensión de cemento. El fluido espaciador evita el contacto entre la suspensión de cemento y el fluido de perforación y se propone para poseer propiedad reológicas que llevarían a cabo la remoción del fluido de perforación parcialmente deshidratado/gelificado del pozo abierto. Sin embargo, virtualmente todos los elementos del entorno del fondo del pozo füncionan contra este fin. La pérdida de fluido del fluido de perforación produce bolsas localizadas de fluido de alta viscosidad. En cualquier velocidad de esfuerzo cortante proporcionada (corto de flujo turbulento) el fluido espaciador menos viscoso tiende a canalizarse a través del fluido de perforación más viscoso. A gastos de esfuerzo cortante bajos, la viscosidad evidente de la mayoría de cemento y fluidos espaciadores es inferior que aquella del fluido de perforación . de alta viscosidad en bolsas localizadas. Para superar esto, el cemento y los fluidos espaciadores se bombean a velocidades mayores para que los fluidos estén en gastos de esfuerzo cortante superiores y tengan en general viscosidades evidentes mayores que el fluido de perforación. Las fuerzas de arrastre producidas por el fluido de perforación en la torta de filtro también se incrementan. Desafortunadamente, las velocidades de bombeo que son prácticas o disponibles no siempre son suficientes para desplazar o remover efectivamente el fluido de perforación del pozo abierto antes de la cementación primaria.

El desplazamiento del fluido de perforación se impide por el hecho de que el tubo está en qeneral centrado deficientemente causando un anillo excéntrico. En un anillo excéntrico, el fluido espaciador de desplazamiento tiende a tomar la vía de la última' resistencia. Viaja o se canaliza a través del lado ancho del · anillo excéntrico donde el nivel de esfuerzo cortante en general es menor. Puesto que el cemento y el fluido espaciador viajan más rápido el lado ancho del anillo, la cubierta de cemento completa puede no resultar antes de la terminación del bombeo de un volumen fijo. También, puesto que la trayectoria del flujo girará en general alrededor del tubo, se forman frecuentemente bolsas de fluido de perforación.

El desplazamiento del fluido de perforación de las lavadas del pozo abierto ' también es un problema. Cuando la velocidad (velocidad de esfuerzo cortante) y las tensiones de esfuerzo cortante relativas del cemento y el fluido espaciador se disminuyen debido a que encuentran una sección de pozo abierto agrandada, es difícil para el fluido espaciador desplazar el fluido de perforación. El área de sección transversal en secciones agrandadas de un pozo abierto puede ser de varios órdenes de magnitud mayor que el anillo predominante o diseñado. El flujo de fluido a través de aquellas secciones está en velocidades de esfuerzo cortante mucho más inferiores y en general el anillo también es más excéntrico puesto que el diámetro del pozo abierto está frecuentemente fuera del intervalo efectivo máximo de los centralizadores de tubería de revestimiento.

Otro problema que afecta adversamente el desplazamiento del fluido de perforación es el adelgazamiento térmico del fluido espaciador. Un alto grado de adelgazamiento térmico limita normalmente la viscosidad en el fondo del pozo disponible, particularmente a temperaturas elevadas y velocidades de esfuerzo cortante bajas. En esa situación, la viscosidad adecuada en las velocidades de esfuerzo cortante inferiores no se pueden obtener frecuentemente debido a que el fluido espaciador en la superficie sería muy viscoso para ser mezclado bombeado. También un fluido espaciador muy viscoso exhibe viscosidad relativamente poca a velocidades de esfuerzo cortante bajas y temperaturas elevadas.

Típicamente, uno o rnás de los factores reológicos mencionados en lo anterior u otros están trabajando contra el desplazamiento eficiente .del fluido de perforación. Como resultado, las bolsas de fluido de perforación no desplazado se quedan en general dentro del anillo al final del desplazamiento. Como se menciona, las velocidades de desplazamiento altas ayudarían a muchos de estos problemas, pero en la mayoría de aplicaciones de campo de la capacidad de la bomba y los gradientes de factura de formación limitan las velocidades de desplazamiento a menores que aquellas requeridas. Aún se pueden utilizar velocidades de bombeo relativamente altas, los registros de evaluación del cemento muestran típicamente un buen forro de cemento solo en áreas de buena centralización y diámetro de pozo abierto normal.

Otro problema implica la falta de suspensión de sólidos por los fluidos espaciadores. El adelgazamiento térmico y la viscosidad de esfuerzo cortante baja reducida exhiben muchos fluidos espaciadores que promueven la sedimentación de los sólidos. Hasta que un fluido espaciador desarrolla suficiente resistencia de gel estático para soportar sólidos, el control de la sedimentación es principalmente una función de la viscosidad de esfuerzo cortante baja. En pozos abiertos desviados u horizontales, el soporte de sólidos es mucho más difícil y al mismo tiempo más crítico. Mientras que el pozo abierto es más casi horizontal, es más corta la distancia para la coalescencia . Como resultado, los sólidos de alta densidad pueden acumularse rápidamente en el fondo del pozo abierto.

Un fluido espaciador ideal tendría una reología plana, es decir, una relación de 300/3 que se aproxima a 1. Exhibiría la misma resistencia al fluido a través de una amplia gama de velocidades de esfuerzo cortante y limitan el adelgazamiento térmico-, particularmente a velocidades de esfuerzo cortante bajas. Una relación de 300/3 se define como la tención de esfuerzo cortante de 300 rpm dividida por la tensión de esfuerzo- cortante de 3 rpm en un viscosímetro rotacional Chandler o Farm Modelo 35 usando un bob Bl, usando un manguito Rl y un resorte No. 1. Mientras más grande es el valor de inclinación resultante, es más propenso el fluido espaciador de canalizarse en un anillo excéntrico; las relaciones de 300/3 de 2 a 6 se logran por las composiciones de fluido espaciador de esta invención. Como resultado, las composiciones son mejor adecuadas para el desplazamiento del fluido de perforación que los fluidos espaciadores en la técnica anterior. Los fluidos espaciadores de esta invención tienen' relativamente- reologías planas y no se impactan por los anillos excéntricos puesto que exhiben casi la misma resistencia al flujo a través del anillo completo. La mayoría de espaciadores de la técnica anterior exhiben una relación de 300/3 de 8-10.

Por la presente invención, se proporcionan fluidos espaciadores mejorados que tiene excelente compatibilidad con los fluidos de tratamiento tales como suspensiones de cemento, fluidos de perforación y otros fluidos de terminación. Los fluidos espaciadores también poseen la capacidad de suspender y transportar materiales sólidos tales como fluidos de' perforación parcialmente deshidratados/gelificados . y sólidos de tcrta de filtro del pozo abierto. Además, los fluidos espaciadores de reologia relativamente plana de esta invención poseen la capacidad de mantener perfiles de velocidad de fluido casi uniformes a través del anillo del pozo, abierto conforme los fluidos espaciadores se bombean a través del anillo, es decir, los fluidos espaciadores son pseudoplásticos con un perfil de tensión dé esfuerzo cortante casi constante.

Una composición de mezcla seca de esta invención para formar un fluido espaciador de alta densidad, acuoso comprende una arcilla de silicato de magnesio hidroso, sílice, un polímero orgánico y un sistema densificante que incluye por lo menos una aleación de metal-silicio que tiene una densidad de por lo menos 6.0 g/cm". La arcilla de silicato de magnesio hidroso puede incluir sepiolita y/o atapulgita .

Se pueden usar varias formas de sílice tal como 6.0 sílice ahumada y sílice coloidal. La sílice ahumada se prefiere para el uso en la composición de mezcla seca de esta invención. Como se describirá adicionalmente, la sílice coloidal se usa de manera preferente en las composiciones espaciadoras que se preparan al mezclar directamente los componentes individuales con agua.

El polímero orgánico puede ser goma de welan, goma de xantano, gomas de galactomananos , gomas de succinoglicano, gomas de escleroglucano, celulosa y sus derivados, por ejemplo, HEC, o mezclas o combinaciones de las mismas.

Las composiciones de mezcla seca y/o los fluidos espaciadores acuosos también pueden incluir un agente dispersante, un surfactante, y un material densificante. El dispersante mejora la compatibilidad de los fluidos que de otra manera sería incompatibles. El surfactante mejora la unión y ayudan tanto al dispersante como surfactante en la remoción del fluido de perforación parcialmente deshidratado/gelificado . El material densificante incrementa la densidad del fluido espaciador.

Se pueden usar varios agentes dispersantes en las composiciones de esta invención. Sin embargo, los agentes dispersantes preferidos son aquellos seleccionados del grupo que consisten de copolímero de estireno-anhídrido maleico sulfonado, copolímero de vinilo-tolueno-anhídrido maleico sulfonado, sulfonato de naftaleno de sodio condensado con formaldehido, acetona sul'fonada condensada con formaldehido, lignosulfonatos e interpolimeros de ácido acrilico, sulfonato de aliloxibenceno, sulfonato de alilo y monómeros no iónicos. En general, el agente dispersante se incluye en la composición de mezcla seca en' una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 50% en peso de la composición. Se incluye en el fluido espaciador acuoso en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.051 a aproximadamente 3% en peso de agua en la composición de fluido espaciador acuosa (de aproximadamente 0.05 kilos (0.1 libras a aproximadamente 4.54 kilos (10 libras) por barril de fluido espaciador) . El dispersante se puede agregar directamente al agua si está en forma liquida o sólida o se incluye en la composición de mezcla seca si está en forma sólida.

Mientras que se pueden .usar varios surfactantes de agua-humectación en las composiciones, los etoxilados de nonilfenol, etoxilados de alcohol y lipidos de azúcar con en general preferidos. Cuando se usa, el surfactante se incluye en el fluido espaciador en una cantidad que reemplaza hasta aproximadamente 20% del agua usada, es decir, una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.38 litros (0.1 galón) a aproximadamente 37.85 litros (10 galones) por barril de fluido espaciador cuando el su factante está en la forma de 50% de un concentrado acuoso. El surfactante se agrega normalmente de manera directa al agua usada o al fluido espaciador acuoso.

El sistema densificante incluye por lo menos una aleación de metal-silicio que tiene una densidad mayor que o igual al 6.0 g/cm3. En ciertas modalidades, la aleación de metal-silicio es un ferrosilicio que tiene una densidad mayor que o igual a 6.0 g/cm3. La cantidad de sistema densificante agregado al fluido espaciador acuoso es aquella cantidad que produce una densidad de fluido espaciador en el intervalo de aproximadamente 1078 kg/m3 (9 libras por galón) a aproximadamente 2876 kg/m3 (24 libras por galón) o superior dependiendo de las necesidades.

Otros componentes se pueden incluir ventajosamente en los fluidos espaciadores de esta invención en cantidades relativamente pequeñas tales como sales, por ejemplo, cloruro de amonio, cloruro de sodio y cloruro de potasio.

Cerno se menciona, los fluidos espaciadores de esta invención son fluidos pseudoplásticos con perfiles de tensión de esfuerzo cortante casi constantes, es decir, relaciones de 300/3 de aproximadamente 2 a aproximadamente 6. Esta propiedad de los fluidos espaciadores de esta invención es particularmente importante cuando los fluidos espaciadores se usan en operaciones de cementación primarias. La propiedad permite que los fluidos espaciadores mantengan perfiles de velocidad del fluido casi uniformes a través de un anillo de pozo abierto conforme los fluidos espaciadores seguido por las suspensiones de cemento se bombean en el anillo. El perfil de velocidad de 'fluido casi uniforme lleva a cabo una distribución más uniforme de fuerza hidráulica que impacta sobre las paredes del pozo abierto mejorando en consecuencia la remoción del ' fluido de perforación parcialmente deshidratado/gelificado y los sólidos del pozo abierto. Esta propiedad del fluido espaciador es particularmente importante en aplicaciones donde la tubería de revestimiento que se cementa se localiza excéntricamente en el pozo abierto (una condición extremadamente- probable para pozos abiertos sumamente desviados) .

Al llevar a' cabo los métodos de la presente invención, un primer fluido se desplaza con un segundo fluido incompatible en un pozo abierto, usando un fluido espaciador de la invención para separar el primer fluido del segundo fluido y para remover el primer fluido del pozo abierto. En aplicaciones de cementación primarias, el fluido espaciador se introduce en general en la tubería de revestimiento u otro tubo que se cementa entre el fluido de perforación en la tubería de revestimiento- y una suspensión de cemento. La suspensión de cementó se bombea hacia debajo de la tubería de revestimiento mediante lo cual el fluido espaciador antes que la suspensión de cemento desplaza el fluido de perforación del interior de la tubería de revestimiento y del anillo entre el exterior de la tubería de revestimiento y las paredes del pozo abierto.. El fluido espaciador evita que la suspensión de cemento haga contacto con el fluido de perforación y previene en consecuencia una viscosificación o floculación severas que puedan taponar completamente la tubería de revestimiento del anillo. Conforme el fluido espaciador se bombea a través del anillo, remueve agresivamente el fluido de perforación parcialmente deshidratado/gelificado y los fluidos de torta de filtro del pozo abierto y mantienen los materiales removidos en suspensión mediante lo cual se remueven del anillo. Como se menciona en lo anterior, en aplicaciones de cementación primarias, el fluido espaciador incluye de manera preferente un surfactante mediante el cual las superficies dentro del anillo se humedecen con agua y el cemento logra una buena unión a las superficies.

La composición de cemento de esta invención también puede incluir aglutinantes hidráulicos y partículas de refuerzo. Las partículas flexibles incluyen materiales que tienen un módulo de Young de menor que 5000 mega Pascales (Mpa) . En ciertas modalidades, las partículas flexibles tiene un módulo de Young de menor que 3000 Mpa, mientras que en otras modalidades, las partículas flexibles tienen un módulo de Young de menor que 2000 Mpa. En cierta modalidades, la elasticidad de estas partículas es por lo menos cuatro veces mayor que aquella del cemento y más que trece veces que del sílice usualmente usada como un aditivo en cementos de pozo de aceite. En ciertas modalidades, las partículas flexibles se agregan a las composiciones de cementación de la invención que tienen baja capacidad de compresión. En ciertas modalidades, los materiales son más compresibles que los cauchos, en particular con una relación Poisson de menor que 0.45. En otras modalidades, la relación Poisson es menor que 0.4. Sin embargo, los materiales que son muy compresible, con una relación Poisson de menor que 0.3 pueden dar por resultado un comportamiento inferior.

Las partículas de refuerzo son en general insolubles en un medio acuoso que puede ser salino, y deben ser capaces de resistir un medio básico caliente puesto que el pH de una suspensión de cementación es en general cercana a 13 y la temperatura en un pozo es rutinariamente mayor que 100°C.

En ciertas modalidades, las partículas flexibles son isotrópicas en forma. Las partículas esféricas o casi esféricas se pueden sintetizar directamente, pero usualmente las partículas se obtienen mediante molienda tal como mediante criomolienda . El tamaño de partícula promedio varía de aproximadamente 80 pm a aproximadamente 600 pm. En otras modalidades, el tamaño de · partícula promedio varía de aproximadamente 100 pm a aproximadamente 500 pm. Las partículas que son muy finas, también las partículas que son muy gruesas, son difíciles de incorporar en la mezcla o dan por resultado suspensiones pastosas que son inadecuadas para el uso en un pozo de petróleo.

Ejemplos particulares de materiales que satisfacen los diversos criterios citados en lo anterior son termoplásticos (poliamida, polipropileno, polietileno, ... ) u otros polímeros tal como estiréno-divinilbenceno o estireno-butadieno (SBR) .

Además de las partículas flexibles y los agentes densificantes de esta invención, las composiciones de cementación de la invención comprenden un aglutinante hidráulico, en general basado en cemento Portland y agua. Dependiendo de las especificaciones con respecto a las condiciones para el uso, las' composiciones de cementación también se pueden optimizar al agregar aditivos que son comunes para la mayoría de composiciones de cementación, tales como agentes de suspensión, agentes dispersantes, agentes antiespumantes, agentes de expansión (por ejemplo óxido de magnesio o una mezcla de óxidos de magnesio y calcio), partículas finas, agentes de control de pérdida de fluido, agentes de control de migración de gas, retardantes o aceleradores de fraguado.

Una composición típica de la invención comprende, en volumen, 2% a 15% de una composición densificante de esta invención, 5% a 20%' de partículas flexibles, 20% a 45% de cemento y 40% a 50% de agua de mezclado.

Las formulaciones de la invención se pueden basar en cementos Portland incluyendo las clases A, B, C. G, H y/o R como se define en la Sección 10 de los estándares del Instituto de Aceite Americano (API). En ciertas modalidades, los cementos Portland incluyen clases G y/o H, pero otros cementos que son conocidos en este campo también se pueden usar para tomar ventaja. Las aplicaciones de baja temperatura, cementos aíuminosos y mezclas de Portland/yeso (para pozos de agua profundos, por ejemplo) o mezclas de cemento/sílice (para pozos. donde la temperatura excede 120°C, por ejemplo) se pueden usar, o los cementos obtenidos mediante el mezclado de un cemento Portland, cementos de suspensión y/o ceniza volante.

El agua usada para constituir la suspensión es de manera preferente agua con un bajo contenido mineral tal como agua de grifo. Otros tipos, de agua, tal como agua de mar, se puede usar posiblemente pero esto es en general no preferible.

Estas partículas con baja densidad con respecto al cemento pueden afectar la flexibilidad del sistema, puesto que la adición de partículas flexibles produce cementos con un módulo de Young menor, mientras que producen baja permeabilidad y mejor resistencia al impacto.

Las propiedades mecánicas de las composiciones que comprenden partículas flexibles de la invención son notables, volviéndolas particularmente adecuadas para cementación en áreas de un pozo de aceite que se sometan a tensiones extremas, tal como zonas de perforación, uniones para ramificaciones de un pozo lateral o formación de tapón.

EXPERIMENTOS DE LA INVENCIÓN Formulación de Cemento de la Técnica Anterior Este ejemplo ilustra la preparación de una formulación de cemente de la técnica anterior que tiene una densidad de 2217 kg/m3 (18.5 lbs/gal) usando hematita como un agente densificante convencional.

La formulación de cemento de la técnica anterior se formuló como se muestra en la Tabla I al mezclar los reactivos indicados conjuntamente.

Tabla 1 Formulación de Cemento de la Técnica Anterior CFL-160 es un aditivo de control de pérdida de fluido de cemento que actúa a < 1093°C (2000°F) BHCT (temperatura de circulación en el fondo del pozo) . Es un polvo color café claro que está compuesto de una mezcla de polímeros. Se disuelve completamente en agua para proporcionar un jarabe café espeso. CR-225 es un. retardante basado en celulosa que opera entre 704 y 1371°C (1300 y 2500°F) . Tanto el CFL-160 como el CR-225 son disponibles de Diversified Cementing Products, of Orange. California. Clear Air 2325 es un antiespumante orgánico que destruye la espuma en una variedad de aplicaciones y previene la re-espumación en bajas dosificaciones. Está disponible de Clear ater International; LLC de Houston. Texas.

La conversión de lb/gal en kg/m3 es (0.45 x conc/0.0038) .

El ejemplo comparativo tuvo las propiedades reológicas mostradas en la Tabla II.

Tabla II Propiedades Reologicas de la Formulación de Cemento de la Técnica Anterior a PV: Viscosidad Plástica: YP:' Límite de fluencia Conversión: 1 lb/100 ft2 es 0.48 N/m2.

La formulación de cemento de la técnica anterior produjo la gráfica de resistencia a la compresión mostrada en la Figura 1.

Modalidad de una Formulación de Cemento de Esta Invención Este ejemplo ilustra la preparación de una modalidad de una modalidad de una formulación de cemento de esta invención que tiene una densidad de 2217 kg/m3 (18.5 lbs/gal) usando ferrosilicio cómo el agente densificante.

La modalidad de una formulación de cemento de esta invención se formuló como se muestra en la Tabla III al mezclar los reactivos indicados con i untamente .

Tabla III Modalidad de una Formulación de Cemento de Esta Invención La modalidad de una formulación de cemento de esta invención tuvo las propiedades reologicas mostradas en la Tabla IV Tabla IV Propiedades Reologicas de la Modalidad de una Formulación de Cemento de Esta Invención a PV: Viscosidad Plástica: YP: Limite de fluencia Conversión: 1 lb/100ft2 es' 0.48 N/m2.

La gráfica de resistencia a la compresión del ejemplo comparativo se muestra en la Figura 2 .

A partir de los datos es claro que la formulación de cemento de esta invención tiene una viscosidad plástica significativamente reducida PV y' un limite de fluencia significativamente reducido. En ciertas modalidades, las formulaciones de cemento de esta invención tienen una viscosidad plástica relativamente baja y un limite de fluencia relati amente bajo.

El término viscosidad plástica relativamente baja significa que las formulaciones de esta invención que incluyen una cantida.d equivalente en peso de la composición densificante que incluyen por lo menos una aleación de metal-silicio tiene una viscosidad plástica de por lo menos aproximadamente 10% menor que una formulación que incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. En otras modalidades, el término viscosidad plástica relativamente baja significa una viscosidad plástica de por lo menos aproximadamente 15% menor que una formulación que incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. En otras modalidades, el término viscosidad plática relativamente bajá significa una viscosidad plástica de por lo menos aproximadamente 20% menor que una formulación que incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante.

El término limite de fluencia relativamente bajo significa que las formulaciones de estas invención que incluyen una cantidad equivalente en peso de la composición densificante que incluye por lo menos una aleación de metal-silicio tiene un limite de fluencia de por lo menos aproximadamente 15% menor que una. formulación que incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. En -otras modalidades, el término limite de fluencia relativamente bajo significa un limite de fluencia de por lo menos aproximadamente 20% menor que una formulación que incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. En otras modalidades, el término limite de fluencia relativamente bajo significa un limite de fluencia de por lo menos aproximadamente 25% menor que una formulación que .incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. En otras modalidades, el término limite de fluencia relativamente bajo significa un limite de fluencia de por lo menos aproximadamente 30% menor que una formulación que incluye una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante.

A partir de la Figura 1 y la Figura 2, es claro que el cambio en el agente densificante tiene efectos significativos en el perfil de curado de cemento y el estado de curado. En ciertas modalidades, las formulaciones de cemento de esta invención tienen una velocidad de curado relativamente más rápida que las. composiciones que incluyen una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante, una resistencia de curado relativamente mayor después de 6 horas de curado relativa con las composiciones que incluyen una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante, y una resistencia de curado fina relativamente mayor relativa con las composiciones que incluyen una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. El término relativamente alto significa que la velocidad de curado, resistencia de curado después de 6 horas de curado y resistencia de curado final es por lo menos 10% más rápida y/o mayor relativa con las composiciones que incluyen una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. En otras modalidades, el término relativamente alto significa que la velocidad de curado, resistencia de curado después de 6 horas de curado y resistencia de curado final es por lo menos 15% más rápida y/c más alta relativa con sus composiciones que incluyen una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante. El término relativamente alto significa que la velocidad de curado, resistencia de curado después de 6 horas de curado y resistencia de curado final es por lo menos 20% más rápido y/o mayor relativo con las composiciones que incluyen una cantidad equivalente en peso de hematita como el agente densificante.

Todas las referencias citadas en la presente se incorporan a manera ele referencia. Aunque la invención se ha dado a conocer con referencia a sus modalidades preferidas, a partir de la lectura de' esta descripción aquellas personas de experiencia en la técnica pueden apreciar cambios y modificaciones que se pueden hacer que no se aparten del alcance y espíritu de la invención como se describe en lo anterior y se reclama a partir de ahora.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como "novedad, . y por lo tanto se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Una composición de cemento, caracterizada porque comprende: agua; un cemento hidráulico; y un sistema densificante que comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3.

2. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque comprende un agente gelificante seleccionado de óxidos de antimonio, óxido de zinc, óxido de bario, sulfato de bario, carbonate de bario, óxido de hierro, hematita, otros minerales de hierro y mezclas de los mismos.

3. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el sistema densificante comprende . además hierro, acero, barita, hematita, otros minerales de hierro, tungsteno, estaño, manganeso, tetraóxido de manganeso, carbonato de calcio, ilmenita, arena o mezclas de los mismos.

4. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque además comprende un dispersante.

5. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque además comprende un aditivo de control de pérdida de fluido.

6. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 6.0 g/cm3.

7. La composición de' conformidad con cualquier reivindicación anterior, ¦ caracterizada porque el sistema densificante está en la forma de un polvo, un perdigón, o mezclas y combinaciones de los mismos.

8. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque la aleación de metal-silicio comprende ferrosiiicio .

9. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el fluido tiene una viscosidad plástica relativamente baja, un límite de fluencia relativamente bajo, una velocidad de curado relativamente más rápida, una resistencia de curado relativamente mayor después de 6 horas de curado y una resistencia de curado relativamente mayor relativa con una composición de cemento que tiene un equivalente en peso de un agente densificante de hematita.

10. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el sistema densificante está presente en una cantidad entre 10 y 200 partes en peso de la composición.

11. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el cemento hidráulico es cemento Portland que está presente en una cantidad entre 5 y 100 partes en peso de la composición.

12. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el agua está presente en una cantidad de entre.4 y 80 partes en peso de la composición .

13. La composición de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizada porque el sistema densificante está presente en una cantidad entre 25% en peso a 110% en peso con base en el peso de la composición de cemento en ausencia del sistema densificante.

14. Un método de cementación en un anillo entre una tubería de revestimiento de pozo y un pozo de sondeo, caracterizado porque comprende colocar en el anillo una composición de cemento que comprende: agua; un cemento hidráulico; y un sistema densificante que incluye aleaciones de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3

15. El método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la composición además comprende un agente gelificante seleccionado de óxidos de antimonio-, óxido de zinc, óxido de bario, sulfato de bario, otros minerales de hierro y mezclas y combinaciones de los mismos.

16. El método ' de conformidad con las reivindicaciones 14 y 15, caracterizado porque el sistema densificante comprende además hierro, acero, barita, hematita, otros minerales de hierro, tungsteno, estaño, manganeso, tetraóxido de manganeso, carbonato de calcio, ilmenita, arena o mezclas de los mismos.

17. El método de conformidad con cualquiera de las rei indicaciones 14 a 16, caracterizado porque la composición comprende además un dispersante.

18. El método de conformidad con cualquiera de las rei indicaciones 14 a 17, caracterizado porque la composición comprende además un aditivo de control de pérdida de fluido.

19. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 14 a 18, caracterizado porque el sistema densificante está en la forma de un polvo, un perdigón, o mezclas y combinaciones dé los mismos.

20. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 14 a 19, caracterizado porque la aleación de metal-silicio comprende ferrosilicio .

21. Una composición de fluido de perforación, caracterizada porque comprende: un sistema densificante que comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3.

22. La composición de conformidad con la reivindicación 21, caracterizada porque el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 6.0 g/cm3.

23. La composición de conformidad con las reivindicaciones 21 y 22, caracterizada el sistema densificante está en la forma de un polvo, un perdigón, o mezclas y combinaciones de los mismos.

24. La composición de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 21' a 23, caracterizada porque el sistema densificante comprende ferrosilicio .

25. Un método para perforar un pozo subterráneo, caracterizado porque comprende: hacer circular un fluido de perforación, mientras que se perfora un pozo de sondeo, donde el fluido de perforación incluye una cantidad efectiva de un sistema densificante que comprende por lo menos una aleación de metal-silicio en un pozo de sondeo, donde la cantidad es efectiva para incrementar el peso de la columna del fluido a una presión deseada y donde el fluido de perforación tiene propiedades mejoradas relativas con un fluido de perforación que tiene una cantidad equivalente en peso de un agente densificante de hematita.

26. Una composición de fluido espaciada, caracterizada porque comprende: una cantidad efectiva de un sistema densificante, donde la cantidad es suficiente para impartir una alta densidad de volumen deseada a la composición y en donde el sistema densificante comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio que tiene una densidad de por lo menos 5.C g./cm3.

27. Un método para cambiar fluidos en un pozo subterráneo, caracterizado porque comprende: desplazar un primer fluido en el pozo con un fluido espaciador, y desplazar el fluido espaciador en el pozo con un segundo fluido, en donde el primer fluido y el fluido espaciador son incompatibles y el fluido espaciador y el segundo fluido son incompatibles y el fluido espaciador incluye una cantidad efectiva de un sistema densificante que comprende un reactivo de aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio que tienen una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3.

28. Una composición de cemento seca para la reconstitución con agua para producir una composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque comprende: un cemento hidráulico; y un sistema densificante que comprende una aleación de metal-silicio o mezclas de aleaciones de metal-silicio, en donde el sistema densificante tiene una densidad de por lo menos 5.0 g/cm3.