MX2012012774A - Fluidos de perforacion de pozo petrolero, composicion del cemento de pozo petrolero y suspension de material de peso. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a fluidos perforación de pozo petrolero que comprenden un agente de peso que consiste de ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTiO3 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 µm y una D50 entre 3 µm y 6 µm en volumen medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen. La invención además se refiere a suspensión de cemento de pozo petrolero de alta densidad que comprende agua, cemento Portland, un material de peso y opcionalmente harina de sílice, microsílice, fibras, partículas de hule, una adición de pérdida de fluido y un retardador, en donde el material de peso es ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTiO3 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, y donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 µm y una D50 entre 3 y 6 µm medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, y en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen. Finalmente, la invención se refiere a una suspensión de ilmenita microfina.

Description

FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE POZO PETROLERO, COMPOSICIÓN DEL CEMENTO DE POZO PETROLERO Y SUSPENSIÓN DE MATERIAL DE PESO Campo de la invención La presente invención se refiere a composiciones de fluido de perforación de pozo petrolero, composiciones de composiciones de cemento de pozo petrolero y suspensión de material de peso para usarse en perforación de pozo petrolero, fluidos y composición de cemento de pozo petrolero.

Técnica antecedente En la exploración para petróleo y gas, tanto los fluidos de perforación como las suspensiones de cemento deben tener la densidad correcta para contra-equilibrar la presión de fondo de pozo en las formaciones. Los fluidos de perforación se usan generalmente para servir ciertas funciones tales como levantar los cortes a la superficie terrestre, lubricar y enfriar la barrena, manteniendo la presión de fondo de pozo, etc.... Existen dos clases principales de fluidos de perforación, a saber fluidos de perforación a base de agua (WBM) y no a base de agua (NAF) . El fluido de perforación a base de agua normalmente comprende agua como una fase continua junto con otros aditivos tales como, un modificador de viscosidad tal como arcilla o polímero orgánico, inhibidor de esquisto, dispersante y un agente de peso tal como salmuera o cualesquiera partículas de peso pesadas con una gravedad específica (SG) > 2g/cm3.

Una de las funciones principales de las composiciones cemento de pozo petrolero es mantener la integridad del pozo durante el tiempo de vida del pozo que puede ser de más de 30 años. El cemento contribuye a reducir el riesgo de flujo no controlado de petróleo o gas (provee aislamiento a zonas permeables) , provee soporte mecánico para la sarta de entubado, protege al entubado contra corrosión y soporta las paredes del pozo para evitar el colapso de las formaciones. Los cementos de pozo petrolero además se usan para hacer sellos permanentes o temporales (tapones) .

La suspensión de cemento comprende principalmente cemento Portland, agua y aditivos tales como dispersante, pérdida de fluido, agentes reductores, retardador y otros. Además puede contener material de hule o fibras para mejorar las propiedades mecánicas y esferas o agentes de peso para optimización de la densidad.

Los agentes de peso comúnmente usados tanto para fluidos de perforación como suspensiones de cemento son barita (BaS04, SG mínimo 4.2), tetraóxido de manganeso (Mn304, SG 4.7-4.9), carbonato de calcio (CaC03, SG 2.7-2.8), ilmenita (FeTi03, SG 4.5-4.7), hematita (Fe304, SG 4.9-5.2), galena (PbS, SG 7.4-7.7) y sílice triturada (Si02, SG 2.2- La ilmenita, óxido de hierro-titanio (FeTi03) , como un mineral minado fue introducido por primera vez a la exploración y producción de petróleo y gas como agente de peso por Titania AS en 1979.

En el documento "Aplicación de ilmenita como material de peso en fluidos de perforación a base de agua y a base de aceite" (SPE 71401) por A. Saasen et al., publicado para la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de SPE 2001 en Nueva Orleans del 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001. Se describe el uso de ilmenita en fluidos de perforación a base de agua y a base de petróleo. La ilmenita usada tiene una D50 de 9.5 ym +/- 1.5 m, con fracción de partículas por arriba de 45 µt? menor que 1.5% en peso y fracción de partículas por abajo de 1 µp\ menores de 10% en peso. La distribución de tamaño de partícula se mide por el método de sedimentación usando un analizador de tamaño de partículas Sedigraph. Esto da una distribución de partículas en % en peso. Las pruebas a escala completa con lodo de perforación que contienen ilmenita y barita como agentes de peso mostraron que el uso de ilmenita en lugar de barita no implicó abrasión incrementada. Sin embargo, se ha encontrado que las propiedades reológicas no son satisfactorias cuando se usa ilmenita con el tamaño de partícula descrito por Saasen et al.

En la solicitud de patente de E.U.A. No. US 2005/0277551 se describe un sistema para incrementar la densidad de una fase fluida de un fluido de perforación al añadir un material de peso de fase sólida que tiene una distribución de tamaño de partícula de por lo menos 50% en peso de partículas en el intervalo de aproximadamente 1 µ?? a aproximadamente 5 µ?? y por lo menos 90% en peso de partículas en el intervalo de 4 µ?? a 8 ym. El material de fase sólida se selecciona del grupo que consiste de barita, calcita, hematita, ilmenita o combinaciones de las mismas. Sin embargo todos los ejemplos son con barita y no hay indicación de resultados obtenidos usando otro material de peso que barita.

Descripción de la invención De conformidad con un primer aspecto, la presente invención se refiere a fluidos de perforación de pozo petrolero en donde el fluido de perforación de pozo petrolero comprende un agente de peso que consiste de ilmenita microfina en partículas, que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 im. y una D50 entre 3 m y 6 µ?? en volumen medido por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, en donde las partículas tienen una mediana de circularidad de sensibilidad alta (HSCirc. [n,0.5]) de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen usando un sistema de caracterización de partícula Morphologi®G3 de Malvern® Instruments. La mediana de circularidad de sensibilidad alta (HSCirc. [n,0.5]) de aquí en adelante se referirá como circularidad promedio.

Preferiblemente, la superficie específica de la ilmenita es entre 1.5 y 4 m2/g.

La circularidad promedio de las partículas de ilmenita microfinas es preferiblemente por lo menos 0.90.

La circularidad como parámetro que describe la morfología o forma de las partículas está determinada por la siguiente ecuación; Circularidad de sensibilidad alta (HS)= 4p?/?2 en donde A es el área de la partícula y P es el perímetro .

La circularidad promedio de partícula puede estar dentro del intervalo de 0 - 1, en donde un círculo perfecto tiene una circularidad de 1, mientras que un objeto muy irregular tiene una circularidad cercana a 0. Los agentes de peso con circularidad alta son deseables para fluidos de perforación de pozo petrolero y suspensiones de cemento de pozo petrolero a medida que incrementa las propiedades de flujo por medio de reología baja y menos abrasividad en comparación con materiales que tienen un tamaño similar pero con circularidad promedio más baja.

Las partículas de ilmenita usadas en la presente invención son producidas por trituración y molienda de mineral de ilmenita que tiene un contenido bajo de magnetita y sometiendo las partículas de ilmenita molidas a un proceso de sedimentación y flotación a fin de remover partículas minerales extrañas asociadas con la ilmenita. Después de el secado, las partículas de ilmenita son sometidas a molienda adicional y son tamizadas y clasificadas para obtener la distribución de tamaño de partícula deseada y área de superficie específica.

El tamaño de partícula de la ilmenita usada en la presente invención es sustancialmente menor que el tamaño de partícula usado en Saasen et al. La medición del tamaño de partícula por difracción de láser usando Malvern sobre la ilmenita usada por Saasen et al., mostró una D50 de 18 [im.

Se ha encontrado que los fluidos de perforación de pozo petrolero de conformidad con la presente invención muestran muy buenas propiedades en comparación con fluidos de perforación que contienen ilmenita más gruesa de conformidad con Saasen et al., y de conformidad con el uso de barita como agentes de peso. Por lo tanto, la desviación es mejorada sustancialmente en comparación con fluidos de perforación que contienen barita y más ilmenita más gruesa. También, la viscosidad plástica es mejorada. La ilmenita es un mineral soluble en ácido. Se disuelve en ácidos minerales tales como HC1, H2SO4 y H3PO4 y por muchos ácidos orgánicos. Con el tamaño de partícula pequeño, la solubilidad al ácido para ilmenita usada como material de peso de conformidad con la presente invención es buena. La solubilidad en ácido de agentes de peso es de gran importancia técnica para fluidos de perforación, así como la torta de filtro de lodo formada durante la perforación tiene que ser removida antes de empezar la producción de petróleo. Esto se hace en un paso denominado conclusión de pozo. La barita por otra parte no es soluble en ácidos y es más difícil de remover del pozo. Normalmente, se usan agentes quelatadores costosos como EDTA para mejorar la solubilidad de la barita.

Otra ventaja de los fluidos de perforación de pozo petrolero de la presente invención es que las partículas de ilmenita tienen una buena resistencia mecánica. Por lo tanto, el impacto de la barrena no romperá las partículas de ilmenita en partículas más pequeñas. Esto es importante debido al hecho de que si el tamaño de partículas de un fluido de perforación cambia durante la perforación, las propiedades reologicas también cambiarán. La barita, por otra parte, tiene una baja resistencia y se romperá en partículas más pequeñas durante la operación de perforación que da por resultado el cambio en la viscosidad del fluido de perforación.

De conformidad con otro aspecto, la presente invención se refiere a una suspensión de cemento de pozo petrolero de alta densidad que comprende agua, cemento Portland, harina de sílice, microsílice, un material de peso y opcionalmente un aditivo de pérdida de fluido y un retardador, en donde el material de peso es ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, y en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5µp? y una D50 entre 3i y 6 m medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, y en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por el análisis de imagen .

Preferiblemente, la circularidad promedio de las partículas de ilmenita microfinas es por lo menos 0.90.

Se ha encontrado que la suspensión de cemento de pozo petrolero de alta densidad de conformidad con la presente invención que contiene ilmenita microfina tiene una tendencia baja de sedimentación en comparación con las suspensiones de cemento de pozo petrolero que usan hematita como peso para la presente invención, muestra propiedades reológicas mejoradas en comparación con el cemento de pozo petrolero que contiene hematita en el mismo.

La ilmenita microfina usada en los fluidos de perforación de pozo petrolero y en la composición de cemento de pozo petrolero de conformidad con la presente invención se pueden añadir en forma de partículas secas. Para fluidos de perforación de base acuosa y composición de cemento, la ilmenita microfina también se puede añadir en forma de una suspensión acuosa.

La presente invención, por lo tanto, también se refiere a una suspensión acuosa no sedimentable, estable, que comprende agua, hasta 85% en peso de ilmenita microfina que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tiene un tamaño menor que 12.5 µp? y una D50 entre 3 y 6 x en volumen medida por difracción de láser usando analizador de partículas por difracción de láser Malvern, en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinado por análisis de imagen y 0.05 a 1% de dispersante basada en el peso de ilmenita microfina seca seleccionada de policarboxilato etoxilado, sal auxiliar poliacrílica, sal de metal alcalino de lignosulfonato y copolímero de acrilato sulfonado de biopolímero y el dispersante teniendo un peso molecular por abajo de 50 000 g/mol.

Preferiblemente, las partículas de ilmenita microfina tienen una circularidad promedio de por lo menos Preferiblemente, el dispersante tiene un peso molecular entre 3000 y 20 000 g/mol.

Se ha encontrado que la suspensión de ilmenita microfina de conformidad con la invención es muy estable y muestra muy poca sedimentación.

Breve descripción de los dibujos La figura 1 muestra un diagrama para prueba de disolución de ilmenita en ácido.

La figura 2 muestra un diagrama para disolución de ilmenita versus tiempo en HCl 6 + 0.5 M de metanol a 100°C.

La. figura 3 muestra un diagrama para disolución de ilmenita como una función del tamaño de partícula.

La figura 4 muestra un diagrama para disolución de ilmenita como una función del área de superficie BET.

La figura 5 muestra perfiles de reología para suspensiones de cemento que contienen diferentes materiales de peso.

Descripción detallada de la invención Ejemplo 1 Fluido de perforación a base de aceite Los fluidos de perforación a base de aceite con una gravedad específica de 2.1 g/ml que tienen las composiciones mostradas en la tabla 1 se prepararon y se probaron de conformidad con el estándar API 13B. Los fluidos de perforación en la tabla 1 se hicieron usando los siguientes materiales de peso: 1. Ilmenita microfina de conformidad con la invención que tenia una D90 de 12.5 µp? y una D50 de 5 µ?a medida por difracción de láser usando analizador de tamaño de partícula por difracción de láser Malvern. 2. Ilmenita de conformidad con Saasen et al., que tiene una D50 de 18 m medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partícula por difracción de láser Malvern . 3. Barita API estándar.

Cuando se hizo el fluido de perforación, primero se preparó una salmuera de CaCl2 en agua y después se añadió al fluido antes de añadir el agente de peso. Una mezcla a velocidad constante con una velocidad de 6000 rpm se usó para preparar los fluidos. El tiempo de mezclado para cada aditivo se muestra en la tabla 1.

Tabla 1 Las propiedades de los fluidos de perforación probados se muestran en la tabla 2. Los fluidos de perforación se probaron antes de añejamiento en caliente (BHR) y después de añejamiento en caliente (AHR) .

Tabla 2 Se puede ver a partir de la tabla 2 que incluso el área de superficie específica para ilmenita microfina de conformidad con la presente invención es mucho más alta que para baritina, la viscosidad plástica (PV) fue considerablemente menor para el fluido de perforación de aceite de conformidad con la invención que el fluido de perforación. También el factor de pandeo fue mucho menor para el fluido de perforación que contenía ilmenita microfina que para el fluido de perforación que contenía barita.

Se puede ver a partir de la tabla 2 que la ilmenita microfina de conformidad con la presente invención provee un fluido de perforación más estable con un factor de pandeo considerablemente menor que el fluido de perforación que contiene la ilmenita más gruesa con una D50 de 18 m. El líquido sobrenadante fue menor para la ilmenita microfina de conformidad con la invención.

La pérdida de fluido después de añej amiento en caliente del fluido de perforación que contenía ilmenita microfina de conformidad con la invención de 8.8 mi es relativamente más alta que el valor deseado de <5 mi. Esto puede ser reducido además incrementando el contenido del agente de pérdida de fluido.

Ejemplo 2 Fluido de perforación a base de agua Los fluidos de perforación a base de agua con una gravedad especifica de 2.3 g/ml que tenían la composición mostrada en la tabla 3 se prepararon y se probaron de conformidad con el estándar API 13B. Los fluidos de perforación en la tabla 3 se hicieron usando ilmenita microfina de conformidad con la presente invención que tenía una D50 de 5 µ?? medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas de difracción de láser de Malvern y barita de API estándar como materiales de peso. Los fluidos se mezclaron usando un mezclador de esfuerzo cortante. El dispersante de acrilato está en una solución acuosa con una sustancia activa de 40% en peso.

Las composiciones fueron sometidas a añejamiento en caliente durante 16 horas a 80°C. La reología se midió usando un viscosímetro de Fann modelo 35 a 50°C y se midió el pandeo estático. La filtración a alta presión y alta temperatura (HPHT) se condujo a 80°C con una presión diferencial de 35.15 kg/cm2.

Tabla 3 Como se muestra en la tabla 4, el fluido de perforación con ilmenita de conformidad con la invención mostró una viscosidad plástica menor que el fluido de perforación que contenia barita. La reologia de los fluidos es reducida ligeramente después de añej amiento en caliente debido a la degradación térmica y de esfuerzo cortante. La pérdida de fluido medida a 80°C para los dos fluidos de perforación está dentro del intervalo aceptable (<15 mi) . El fluido de perforación que contenia ilmenita microfina de conformidad con la presente invención mostró un factor de pandeo mucho más bajo que el fluido de perforación que contenia barita.

Tabla 4 Ejemplo 3 Fluidos de perforación a base de agua El fluido de perforación a base de agua con una gravedad especifica de 2.1 g/ml adecuada para aplicación de alta temperatura (>150°C) que tenia una composición como se muestra en la tabla 5 se preparó y se probó de conformidad con el estándar API 13B. Los fluidos de perforación en la tabla 5 se hicieron usando ilmenita de conformidad con la invención e ilmenita de conformidad con Saasen et al., que tenia una D50 de 18pm medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partícula por difracción de láser Malvern como materiales de peso.

Tabla 5 Las propiedades de los fluidos de perforación se midieron antes y después de añejamiento en caliente estático durante 16 horas a 150°C. Los resultados se muestran en la tabla 6.

Tabla 6 Los resultados en la tabla 6 además muestran que la ilmenita de conformidad con la invención, aun cuando tiene un tamaño de partícula tres veces más pequeño que la ilmenita de 18 µp?, muestra reología muy similar. Generalmente, se podría esperar que la reología incrementara a medida que el tamaño de las partículas disminuyera, pero este no es el caso aquí. Este comportamiento puede estar relacionado con la circularidad alta de las partículas de ilmenita de conformidad con la presente invención. La sedimentación fue mejorada en gran medida para el fluido de perforación de conformidad con la invención, como se muestra por el factor de pandeo y el líquido sobrenadante. El valor de sobrenadante bajo refleja una estabilidad alta de fluido de perforación.

Ejemplo 4 Solubilidad de ilmenita al ácido A fin de probar la solubilidad de la ilmenita microfina al ácido de conformidad con la presente invención, se usó una disposición como se muestra en la figura 1. Se usó un matraz de reactor 1 de tres cuellos de 250 cm3 equipado con un agitador magnético 3 de condensador de reflujo 2 para homogeneización y una jeringa 4 para extraer muestras. Un baño de aceite 5 con un termopar para control de temperatura se usó para calentamiento. 40.5 g de HC1 conc. + 109.5 g de H20 se vaciaron en el reactor 1 y se calentaron usando un calentador termostáticamente controlado 6 a 100°C. Después de alcanzar la temperatura deseada 7.5 g de muestra de ilmenita se añadieron. Se tomaron muestras de 2 mi después de un cierto intervalo de tiempo mostrado más adelante usando una jeringa 4. Las muestras se enfriaron y 1 mi de solución filtrada (filtro de 0.45 µ??) se vació en un matraz de 100 mi y se diluyó con agua destilada. El contenido disuelto de Mg, Si, Fe y Ti se analizó usando un método de espectroscopia de absorción atómica (ASS) . Se tomaron muestras en los siguientes intervalos de tiempo: 5, 10, 15, 30, 60, 90, 180 y 240 min.

Para demostrar el efecto del tamaño de la ilmenita sobre la velocidad de disolución, se probaron tres grados diferentes de ilmenita con un tamaño promedio (D50) de 5, 18 y 70 µp\. La solubilidad de la ilmenita se probó a 100°C en dos medios con diferentes concentraciones de HC1 por medio de 10 y 20% en peso por peso de solución, respectivamente. En la solución de 20% en peso se añadió 0.5 moles adicionales de metanol para incrementar la solubilidad como se reporta en la literatura .

Solución I (10% de HC1, es decir 2.83 mol/1) 40.5 g de HC1 conc. (37%) + 109.5 g de agua + 7.5 g de ilmenita Solución II (20% de HC1, es decir 5.9 mol/1) 81 g de HC1 conc. (37%) + 66 g de agua + 3 g de metanol + 7.5 de ilmenita Los diagramas de las figuras 2-4 más adelante muestra la solubilidad de la ilmenita en las dos soluciones después de 180 min. La disolución se da como Fe en mg/1. Está claro que a partir de los diagramas en las figuras 2 y 3 que la velocidad de disolución es proporcional al tamaño. El Fe disuelto está en una relación logarítmica al tamaño de partícula o el área de superficie como se muestra en la figura 4. Prácticamente, esto significa que al usar esta ilmenita microfina (D50 = <5 pm y D90 <15 µ??) en fluidos de perforación de conformidad con la invención, la remoción de torta de filtro por disolución con ácido será mucho más rápida que el grado de ilmenita que existe actualmente en el mercado (D50 = aprox. 15 pm) . Esto ahorrará tiempo cuando se realice el trabajo de conclusión.

Ejemplo 5 Capacidad de flujo de ilmenita microfina El flujo de polvo de la ilmenita microfina con D50 de 3.7 µp? y D50 de 5 µp? y BET de 1.9 y 1.6 m2/g respectivamente se probó usando un probador de esfuerzo cortante de anillo RST-XS de Dr. Dietmar Schulze Schüttgutmesstechnik, asi como una técnica bien conocida para caracterización del flujo de polvo. Para propósitos de comparación, se probó el flujo de polvo de barita con D50 de 15 pm e ilmenita con D50 de 18 µp?. Como se muestra en la tabla 7, la ilmenita microfina mostró un valor de coeficiente de función de flujo (FFC) bueno a una presión de consolidación de 20000 Pa . La clasificación de capacidad de flujo de polvos por FFC es como sigue: FFC < 1 sin flujo 1 < FFC < 2 muy cohesivo 2 < FFC < 4 cohesivo 4 < FFC < 10 flujo bueno 10 < FFC flujo libre Tabla 7 Dichos datos de FFC sugieren que la ilmenita con D50 de aprox. 5 µp? y 3.7 µp? debe ser fácil de transportar neumáticamente sin la necesidad de granular el polvo.

Ejemplo 6 Cemento de pozo petrolero Tres composiciones de cemento de pozo petrolero contenían tres materiales de peso diferentes para producir suspensiones de cemento con una gravedad específica de 2.22 g/ml. La composición de las suspensiones de cemento de pozo petrolero se muestra en la tabla 8.

Tabla 8 Como se muestra en la tabla 8, se usaron los siguientes tres materiales de peso: 1. Ilmenita microfina de conformidad con la invención con una D50 de 5 µp\ y una D90 de 12.5 µ??. 2. Hematita es un grado de API con D50 de 20 im. 3. Óxido de manganomangánico de Elkem AS vendido bajo la marca comercial MICROMAX.

Las suspensiones de cemento se prepararon y se probaron de conformidad con el protocolo API 10A. El siguiente equipo se uso para preparar y probar las suspensiones de cemento: reómetro Fann 35 y sistema de filtración de presión para medir pérdida de fluido a HTHP. - mezclador de ondas de velocidad constante - celda de añej amiento en caliente de 250 y 500 mi Los resultados de las pruebas se muestran en la tabla 9.

Tabla 9 Como se puede ver a partir de la tabla 9, la suspensión de cemento que contiene ilmenita microfina tiene una reologia considerablemente más baja que la suspensión de cemento que contiene hematita. Se observó una sedimentación grande para la suspensión de cemento que contenia hematita y la cantidad de agua libre fue más alta en comparación con la de la suspensión de cemento que contenia ilmenita o micromax. La sedimentación puede causar inhomogeneidad en el cemento curado. El uso de ilmenita microfina ha superado este problema. Como se puede ver a partir de la tabla 9, la suspensión de cemento que contiene ilmenita microfina no mostró ningún agua libre y por lo tanto también muestra una tendencia a sedimentarse más baja que la suspensión de cemento que contiene hematita.

La figura 1 muestra el perfil de reologia para las tres suspensiones de cemento. Como se puede ver, la suspensión de cemento de conformidad con la presente invención que contiene ilmenita microfina mostró viscosidad plástica baja en comparación con la suspensión de cemento que contenia hematita pero más alta que la de la suspensión de cemento que contenia óxido manganomangánico . Los datos de deformación negativos (YP) no son lógicos y significa que el modelo de plástico de Bingham comúnmente usado para el cálculo de PV y YP no es adecuado para dicho sistema de cemento y la aplicación del modelo no lineal tal como modelo de Herschel-Bulkley se ajustará mejor como se muestra en la figura 5.

Ejemplo 7 Suspensión de ilmenita microfina 4 suspensiones que contenían ilmenita ultrafina de conformidad con la invención. Las suspensiones contenían aproximadamente 80% en peso de ilmenita ultrafina y dispersante diferente. La composición y el pH y la viscosidad de las suspensiones se muestran en la tabla 10.

Tabla 10 Como se puede ver a partir de la tabla 10, la viscosidad de las suspensiones es buena y dentro del intervalo bombeable.

Claims (9)

REIVINDICACIONES

1. Fluidos de perforación de pozo petrolero caracterizados porque el fluido de perforación de pozo petrolero comprende un agente de peso que contiene una ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTiC>3 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 m y una D50 entre 3 µp? y 6 ym en volumen medido por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen.

2. Los fluidos de perforación de pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizados porque la ilmenita microfina tiene un área de superficie específica entre 1.5 y 4 m2/g.

3. Los fluidos de perforación de pozo petrolero de conformidad con la reivindicación 1, caracterizados porque las partículas de ilmenita tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.90.

4. Una suspensión de cemento de pozo petrolero de alta densidad que comprende agua, cemento Portland, un material de peso y opcionalmente harina de sílice, microsílice, fibra, partículas de hule, una adición de pérdida de fluido y un retardador, caracterizada porque el material de peso es ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, y en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 µ?? y una D50 entre 3 y 6 ym, medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partícula por difracción de láser Malvern, y en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen.

5. La suspensión de cemento de conformidad con la reivindicación 4, caracterizada porque la ilmenita microfina tiene un área de superficie específica entre 1.5 y 4 m2/g.

6. La suspensión de cemento de conformidad con la reivindicación 4, caracterizada porque las partículas de ilmenita tienen una circularidad de por lo menos 0.90.

7. Una suspensión acuosa no sedimentable, estable, caracterizada porque la suspensión comprende agua, hasta 85% en peso de ilmenita microfina que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 µp\ y una D50 entre 3 y 6 µp? en volumen medida por difracción de láser usando un analizador de partículas de difracción de láser Malvern, en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen y 0.05 a 1% de dispersante basado en el peso de la ilmenita microfina seca seleccionada de policarboxilato etoxilado, sal auxiliar poliacrílica, sal de metal alcalino de lignosulfonato y copolímero de acrilato sulfonado de biopolímero, el dispersante teniendo un peso molecular por debajo de 50 000 g/mol .

8. La suspensión de conformidad con la reivindicación 7, caracterizada porque el dispersante tiene un peso molecular entre 3000 y 20 000 g/mol.

9. La suspensión de conformidad con la reivindicación 7, caracterizada porque las partículas de ilmenita microfinas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.90. RESUMEN La presente invención se refiere a fluidos perforación de pozo petrolero que comprenden un agente de peso que consiste de ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 ym y una D50 entre 3 ym y 6 ym en volumen medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen. La invención además se refiere a suspensión de cemento de pozo petrolero de alta densidad que comprende agua, cemento Portland, un material de peso y opcionalmente harina de sílice, microsílice, fibras, partículas de hule, una adición de pérdida de fluido y un retardador, en donde el material de peso es ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, y donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 ym y una D50 entre 3 y 6 ym medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, y en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen. Finalmente, la invención se refiere a una suspensión de ilmenita microfina . RESUMEN La presente invención se refiere a fluidos perforación de pozo petrolero que comprenden un agente de peso que consiste de ilmenita microfina en partículas que tiene un contenido de FeTi03 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, en donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 µp? y una D50 entre 3 µp? y 6 µp\ en volumen medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción' de láser Malvern, en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por lo menos 0.85 determinada por análisis de imagen. La invención además se refiere a suspensión de cemento de pozo petrolero de alta densidad que comprende agua, cemento Portland, un material de peso y opcionalmente harina de sílice, microsílice, fibras, partículas de hule, una adición de pérdida de fluido y un retardador, en donde el material de peso es ilmenita microfina en partículas que . tiene un contenido de FeTiC>3 de por lo menos 85% en peso, un área de superficie específica (BET) entre 1 y 5 m2/g, y donde 90% en volumen de las partículas tienen un tamaño menor que 12.5 µ?t? y una D50 entre 3 y 6 µp? medida por difracción de láser usando un analizador de tamaño de partículas por difracción de láser Malvern, y en donde las partículas tienen una circularidad promedio de por o menos 0.85 determinada por análisis de imagen. Finalmente, a invención se refiere a una suspensión de ilmenita icrofina .