MX2015002267A - Determinacion de humedecimiento superficial de roca con cambio de fluidos del pozo. - Google Patents

Abstract

Métodos y aparatos para determinar el humedecimiento superficial de un material rocoso con cambio de fluidos del pozo. En general, los métodos de acuerdo con la invención incluyen la medición de la espectroscopía de impedancia eléctrica ("EIS") para un sistema que simula condiciones pozo abajo para el humedecimiento de una superficie. Los métodos y aparatos para hacer mediciones de EIS modelan la capacitancia de capa doble en una superficie pozo abajo en un pozo, a partir de la cual se puede inferir la naturaleza y cuantificación del humedecimiento de la superficie.

Description

DETERMINACIÓN DE HUMEDECIMIENTO SUPERFICIAL DE ROCA CON CAMBIO DE FLUIDOS DEL POZO Campo de la Invención Las invenciones se encuentran en el campo de la producción de petróleo crudo o gas natural de formaciones subterráneas. Más específicamente, las invenciones se refieren en general a métodos y aparatos para determinar el humedecimiento superficial con cambio de fluidos del pozo. Las aplicaciones de los métodos y aparatos incluyen sin limitación, por ejemplo, el diseño de fluidos separadores o inversores y los parámetros operacionales de campo para la limpieza de la perforación del pozo y la separación de fluidos antes de operaciones de cementación en un pozo.

Antecedentes de la Invención Para producir petróleo crudo o gas, un pozo es perforado en una formación subterránea que es un depósito de petróleo crudo o gas.

Mantenimiento y Fluidos del Pozo Generalmente, los servicios del pozo incluyen una amplia variedad de operaciones que se pueden realizar en pozos de petróleo crudo, gas, geotérmicos o de agua, tales como perforación, cementación, conclusión e intervención. Los servicios del pozo se diseñan para facilitar o mejorar la producción de fluidos deseables tales como petróleo crudo o REF: 254513 gas de o a través de una formación subterránea. Un servicio del pozo implica usualmente la introducción de un fluido del pozo dentro de un pozo.

La perforación es el proceso que consiste en realizar la perforación del pozo. Después de que se realiza una porción de la perforación del pozo, las secciones de tubo de acero, referidas como entubado, las cuales tienen un diámetro ligeramente más pequeño que el pozo de sondeo, se colocan en por lo menos las porciones de la posición más alta de la perforación del pozo. El entubado proporciona integridad estructural a la perforación del pozo realizada recientemente.

La cementación es una operación común en el pozo. Por ejemplo, las composiciones de cemento hidráulico se pueden utilizar en operaciones de cementación en las cuales una serie de tubos, tal como el entubado o revestimiento, son cementados en una perforación del pozo. El cemento estabiliza el tubo en la perforación del pozo e impide la migración indeseable de fluidos a lo largo del anillo entre la perforación del pozo y el lado exterior del entubado o revestimiento de una zona a lo largo de la perforación del pozo a la siguiente. Donde la perforación del pozo penetra en una zona que contiene hidrocarburos de una formación subterránea, el entubado puede ser perforado posteriormente para permitir la comunicación de fluidos entre la zona y la perforación del pozo. El entubado cementado también hace posible la separación o aislamiento subsecuente o correctiva de una o más zonas de producción de la perforación del pozo, por ejemplo, mediante el uso de herramientas pozo abajo, tales como empacadores u obturadores, o mediante el uso de otras téenicas, tal como la formación de obturadores de arena o la colocación de cemento en las perforaciones. Las composiciones de cemento hidráulico también se pueden utilizar en operaciones de intervención, tal como en la obturación de zonas sumamente permeables o fracturas en zonas que pueden estar produciendo demasiada agua, obturación de grietas o agujeros en las series de tubos, y similares.

La conclusión es el proceso para hacer que un pozo esté listo para la producción o inyección. Esto involucra principalmente la preparación de una zona de la perforación del pozo a las especificaciones requeridas, la conducción en la tubería de producción y equipo pozo abajo asociado, así como también la perforación y estimulación como se requiera.

La intervención es cualquier operación llevada a cabo en un pozo durante o al final de su vida productiva que altera el estado del pozo o la geometría del pozo, proporciona diagnósticos del pozo o gestiona la producción del pozo. El acondicionamiento puede referirse ampliamente a cualquier clase de intervención en el pozo que implica técnicas invasivas, tales como conexión por cable, entubado en espiral o intervención en el pozo bajo presión. Más específicamente, sin embargo, el acondicionamiento se refiere usualmente a un proceso para jalar y reemplazar una conclusión.

Perforación y Fluidos de Perforación El pozo se crea al perforar un agujero en la tierra (o lecho marino) con una plataforma de perforación petrolífera que hace girar una columna perforadora con una broca unida al extremo descendente. Usualmente el pozo de sondeo tiene un diámetro entre aproximadamente 13 centímetros (5 pulgadas) y aproximadamente 91 centímetros (36 pulgadas). Como las porciones superiores son entubadas o revestidas, se deben utilizar columnas perforadoras y brocas progresivamente más pequeñas para pasar a través de los entubados o revestimientos pozo arriba, lo cual reduce el pozo de sondeo a diámetros progresivamente más pequeños.

Mientras que se perfora un pozo de petróleo crudo o gas, un fluido de perforación se hace circular pozo abajo a través de una tubería de perforación hasta una broca en el extremo pozo abajo, hacia afuera a través de la broca dentro, de la perforación del pozo y luego nuevamente pozo arriba hasta la superficie a través de la ruta anular entre la tubería de perforación y el pozo de sondeo. El propósito del fluido de perforación es mantener una presión hidrostática en la perforación del pozo, lubricar la columna perforadora y sacar recortes de roca de la perforación del pozo.

El fluido de perforación puede estar basado en agua o basado en aceite. Los fluidos basados en aceite tienden a tener mejores propiedades de lubricación que los fluidos basados en agua, no obstante, otros factores pueden mitigar a favor del uso de un fluido de perforación basado en agua. Estos factores pueden incluir pero no están limitados a la presencia de formaciones que se pueden hinchar con agua, la necesidad de una torta de filtro delgada pero fuerte e impermeable, estabilidad de temperatura, resistencia a la corrosión, prevención de tubos pegados, resistencia a la contaminación y protección de la producción.

Cementación y Composiciones de Cemento Hidráulico El cemento hidráulico es un material que cuando se mezcla con agua se endurece o fragua a través del tiempo debido a una reacción química con el agua. La composición de cemento fragua por un proceso de hidratación, que pasa a través de una fase de gel a una fase sólida. Debido a que ésta es una reacción química con el agua, el cemento hidráulico es capaz de fraguar incluso bajo el agua.

El cemento hidráulico, agua y cualquier otro componente se mezclan para formar una composición de cemento hidráulico en forma fluida. La composición de cemento hidráulico es bombeada como un fluido (típicamente en la forma de una suspensión o suspensión espesa) dentro de una ubicación deseada en la perforación del pozo. Por ejemplo, en la cementación de un entubado o revestimiento, la composición de cemento hidráulico es bombeada dentro del espacio anular entre las superficies exteriores de una serie de tubos y el pozo de sondeo (es decir, la pared de la perforación del pozo). La composición de cemento hidráulico debe ser un fluido durante un tiempo suficiente antes del fraguado para permitir el bombeo de la composición dentro de la perforación del pozo y para la colocación en una ubicación deseada pozo abajo en el pozo. Se concede tiempo a la composición de cemento para que fragüe en el espacio anular, formando de ese modo una camisa anular de cemento endurecido sustancialmente impermeable. El cemento endurecido sostiene y coloca la serie de tubos en la perforación del pozo y llena el espacio anular entre las superficies exteriores de la serie de tubos y el pozo de sondeo de la perforación del pozo.

Humectabilidad y Humedecimiento de Superficies Sólidas La humectabilidad de una superficie sólida o una película sobre una superficie sólida puede afectar varias aplicaciones del pozo. Por ejemplo, una película oleaginosa sobre una superficie de metal de un material tubular o rocoso de una formación subterránea puede afectar la unión del cemento hidráulico a la superficie. La humectabilidad de la roca o el humedecimiento de la roca pueden afectar el flujo de un fluido a través de la matriz de roca de una formación subterránea.

La humectabilidad implica el contacto entre un líquido y una superficie sólida, que resulta de las interacciones intermoleculares cuando las dos diferentes fases se juntan. En general, el grado de humedecimiento (humectabilidad) depende de un equilibrio de fuerzas entre fuerzas adhesivas entre el líquido y la superficie sólida y fuerzas cohesivas del líquido (es decir, tensiones superficiales). Las fuerzas adhesivas entre un líquido y un sólido causan que una gota de líquido se esparza a través de la superficie. Las fuerzas cohesivas dentro del líquido causan que la gota sea perturbada y evite el contacto con la superficie.

Una medición del grado de humectabilidad es el ángulo de contacto, el ángulo en el cual la zona interfacial del líquido se encuentra con la zona interfacial del sólido seco. Si la humectabilidad es muy favorable para el líquido, el ángulo de contacto será bajo y el fluido se esparcirá para cubrir o "humedecer" un área más grande de la superficie sólida. Si la humectabilidad es desfavorable, el ángulo de contacto será alto y el fluido formará una gota autónoma, compacta sobre la superficie sólida. Si el ángulo de contacto de una gota de agua sobre una superficie sólida es menor que 90°, se puede decir que la superficie es "humedecible con agua" (y lo inverso proporcionalmente, es probable que no sea humedecible con aceite); mientras que si el ángulo de contacto de una gota de aceite sobre una superficie sólida es menor que 90°, se puede decir que la superficie es "humedecible con aceite" (y lo inverso proporcionalmente, es probable que no sea humedecible con agua). Las superficies de algunos materiales son tanto humedecibles con agua como humedecibles con aceite.

Tabla 1 Como se utiliza en este documento, una superficie húmeda o humedecida o el humedecimiento de una superficie pueden referirse a una fase líquida que está directamente en contacto con y adherida a la superficie de un cuerpo sólido. Por ejemplo, la fase líquida puede ser una película oleaginosa sobre la superficie de un cuerpo tubular metálico o la cara de un pozo de sondeo en el material de una formación subterránea.

Algunos fluidos de pozos pueden formar esta película o capa sobre una superficie pozo abajo, lo cual puede tener efectos indeseables. El fluido (o un componente líquido del fluido) puede formar una película o capa sobre la superficie, la cual puede actuar como una barrera física entre el material del cuerpo sólido subyacente y un fluido adyacente a la superficie del cuerpo sólido. En efecto, esta película presenta una característica de humectabilidad diferente del material del cuerpo sólido subyacente. Por ejemplo, una película oleaginosa sobre la superficie de un cuerpo tubular de metal impide que el agua humedezca la superficie subyacente, la cual sería de otra manera humedecible con agua.

Una superficie metálica de un cuerpo tubular pozo abajo es típicamente tanto humedecible con agua como humedecible con aceite. Si es humedecida primero con una película oleaginosa, sin embargo, la película oleaginosa sobre la superficie metálica impide que la superficie metálica sea humedecible con un fluido basado en agua.

Humedec imiento de Cuerpos Tubulares y Superficies de la Formación para la Cementación Las composiciones de cemento hidráulico no se unen bien a superficies humedecidas con aceite. Después de la perforación de un pozo con un lodo de perforación basado en aceite, las superficies de los cuerpos tubulares y la formación en la perforación del pozo pueden ser humedecidas con aceite con una película oleaginosa. Es necesario retirar la película que se encuentra sobre la superficie sólida del cuerpo tubular que está humedecido con aceite con esta película para mejorar la unión del cemento.

En un caso donde el humedecimiento completo de la superficie con agua no se logra antes de la colocación del cemento en la zona de interés deseada, solo se obtiene la unión parcial de las superficies con el cemento. Debido a esta unión incompleta de la superficie, existe una disminución proporcional en la resistencia de la unión al cizallamiento de la zona interfacial entre la camisa de cemento fraguado y las superficies de la formación/cuerpo tubular y la separación interfacial prematura podría ocurrir bajo las cargas experimentadas durante el curso de las operaciones del pozo. Esto puede tener consecuencias no deseadas tales como la comunicación interzonal, pérdida de producción y presión sostenida del entubado. Cualquiera de éstas puede ser perjudicial para la seguridad y la economía de la producción de hidrocarburos del pozo.

Importancia de Fenómenos Interf aciales Las propiedades físicas, químicas y eléctricas del material confinado a los límites de fase con frecuencia son profundamente diferentes de aquellas del mismo material en volumen. Para muchos sistemas, aunque multifase, la fracción de masa total localizada en los límites de fase es pequeña de modo que la contribución de estas propiedades de límite a las propiedades generales del sistema es insignificante.

Sin embargo, existen muchos sistemas importantes bajo los cuales estas propiedades desempeñan un papel significativo. Por ejemplo, estos sistemas incluyen dispersiones en líquidos, las cuales pueden ser de sólidos (por ejemplo, soles, suspensiones o suspensiones espesas) o de otros líquidos (por ejemplo, emulsiones) . En las dispersiones, el área de límite de fase es grande en relación con el volumen del sistema de modo que una fracción sustancial de la masa total del sistema está presente en los límites. Los tensioactivos (también conocidos como agentes tensoactivos) desempeñan un papel importante en esos sistemas.

Otro sistema de ese tipo es donde los fenómenos que ocurren en los límites de fase son diferentes de las fases a granel de modo que el comportamiento del sistema es determinado sustancialmente por procesos de límite de fase. Los ejemplos incluyen detergencia, flotación y limpieza.

Es necesario entender las causas del comportamiento del material en las zonas interfaciales de las fases y las variables que afectan este comportamiento con el propósito de predecir y controlar las propiedades de los sistemas en los cuales las propiedades de límite de fase desempeñan un papel significativo. Además, conforme la temperatura, presión, cizallamiento y otras condiciones varían, aquellas propiedades utilizadas para cuantificar fenómenos interfaciales también cambiarán. Los sistemas de fluidos del pozo y las operaciones con fluidos del pozo pueden ser sumamente complejos y difíciles de predecir.

Sería sumamente deseable en las operaciones del pozo tener métodos para determinar la humectabilidad y mejorar las condiciones de operación y tiempos de contacto para los fluidos del pozo. Las aplicaciones incluyen, por ejemplo, el diseño de fluidos separadores o inversores y la determinación de los parámetros operacionales de campo para la limpieza de la perforación del pozo y la separación de fluidos antes de las operaciones de cementación en un pozo.

Breve Descripción de la Invención De acuerdo con la invención, se proporcionan métodos y aparatos para determinar el humedecimiento de la superficie con el cambio de fluidos del pozo. En general, los métodos de acuerdo con la invención incluyen medir la espectroscopia de impedancia eléctrica ("EIS", por sus siglas en inglés) para un sistema que simula condiciones pozo abajo para el humedecimiento de una superficie. Los métodos y aparatos para hacer mediciones de EIS modelan la capacitancia de capa doble en una superficie pozo abajo en un pozo bajo las condiciones encontradas en el mismo, a partir de la cual se puede inferir la naturaleza y cuantificación del humedecimiento de la superficie para estas condiciones.

Además, se proporcionan métodos para hacer mediciones de EIS pozo abajo en un pozo para medir el humedecimiento de la superficie directamente en el ambiente y las condiciones pozo abajo.

Estos y otros aspectos de la invención serán aparentes para una persona experta en el campo con la lectura de la siguiente descripción detallada. Mientras que la invención es susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades específicas de la misma se describirán en detalle y se mostrarán a manera de ejemplo. Sin embargo, se debe entender que no se pretende limitar la invención a las formas particulares dadas a conocer, sino que, por el contrario, la invención es para cubrir todas las modificaciones y alternativas que se encuentran dentro del espíritu y alcance de la invención como se expresa en las reivindicaciones anexas.

Breve Descripción de las Figuras Las figuras asociadas se incorporan en la descripción para ayudar a ilustrar los ejemplos de acuerdo con la modalidad actualmente más preferida de la invención.

Las Figuras la, Ib y le son ilustraciones de una secuencia de desplazamiento de fluidos en una perforación del pozo durante una operación de cementación. Se ilustra que el fluido separador es bombeado dentro de una perforación de un pozo que penetra una formación 10 y hacia abajo a través de un entubado (el cual todavía no ha sido cementado) y luego hacia afuera del extremo inferior del entubado y hacia arriba a través del anillo entre el lado exterior del entubado y el pozo de sondeo de la perforación del pozo. La Figura la ilustra un lodo de perforación inicialmente el anillo de la perforación del pozo alrededor del entubado. La Figura Ib ilustra un fluido separador que es bombeado a través del entubado para desplazar el lodo de perforación del anillo. La Figura le ilustra una composición de cemento (referida algunas veces como una suspensión espesa de cemento) que es bombeada a través del entubado para desplazar el fluido separador y que es colocada en el anillo para la cementación del entubado en la perforación del pozo. Para el sellado del anillo con cemento se requiere una buena unión del cemento entre tanto la pared exterior del entubado como la roca de la formación subterránea del pozo de sondeo.

La Figura 2 es una ilustración que modela la entremezcla de fluido entre un lodo de perforación anterior en una perforación del pozo y un fluido separador conforme el fluido separador desplaza el fluido del pozo anterior, lo cual es similar a la etapa ilustrada en la Figura Ib. En la Figura 2, el fluido separador se ilustra siendo bombeado dentro del pozo y hacia abajo a través de un entubado (el cual todavía no ha sido cementado) y luego hacia afuera del extremo inferior del entubado y hacia arriba a través del anillo entre el lado exterior del entubado y el pozo de sondeo de la perforación del pozo. Conforme el fluido separador desplaza el fluido anterior en la perforación del pozo, existe una capa difundida de mezcla y canalización entre el fluido anterior y el fluido separador. La capa difundida incluye mezclas variantes del fluido anterior en el pozo y fluido separador. Esta capa difundida es referida algunas veces como fluido separador contaminado. El fluido separador que es bombeado detrás de la capa difundida es referido algunas veces como fluido separador puro o no contaminado.

La Figura 3 es una representación gráfica de una capa difundida entre un lodo de perforación basado en aceite y un fluido separador basado en agua, en donde a algún grado de mezcla y dependiendo de las composiciones particulares de los fluidos basados en aceite y basados en agua, la fase continua del fluido en la zona del pozo se invierte de fluido basado en aceite a fluido basado en agua.

La Figura 4 ilustra la formación de una capa doble eléctrica en la zona interfacial entre una superficie con carga positiva y un líquido a granel que incluye iones de electrolitos, sin ninguna película intermedia de una fase líquida oleaginosa sobre la superficie con carga positiva.

La Figura 5 es una ilustración gráfica de una distribución de potencial eléctrico de una capa doble eléctrica como una función del momento eléctrico (es decir, longitud de Debye) de las moléculas de una fase líquida, que muestra inclusive la región del plano de deslizamiento.

La Figura 6a es una vista transversal vertical de un aparato eléctrico para medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie de metal, el cual se puede seleccionar, por ejemplo, para simular una superficie de metal en un pozo. El circuito eléctrico para medir la impedancia eléctrica entre los electrodos del aparato no se muestra en detalle. La Figura 6b es una vista superior del aparato mostrado en la Figura 6a, que ilustra la separación aislada de los electrodos en la pared del recipiente del aparato. Este tipo de aparato puede medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie de electrodo de una primera fase líquida a una segunda fase líquida conforme un segundo fluido a granel que incluye la segunda fase líquida es recortado en el recipiente del aparato a una velocidad controlada durante un tiempo de contacto controlado. Las superficies de electrodos pueden simular el cuerpo metálico de un cuerpo tubular. La primera fase líquida puede simular una película oleaginosa anterior formada sobre la superficie. El segundo fluido a granel y las condiciones de cizallamiento y tiempo pueden simular el desplazamiento de la película oleaginosa por un fluido separador.

La Figura 7a es una vista transversal vertical de un aparato eléctrico para medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie sólida dieléctrica, el cual se puede seleccionar, por ejemplo, para simular una superficie de roca de una formación subterránea. El circuito eléctrico para medir una impedancia eléctrica entre los electrodos del aparato no se muestra en detalle. La Figura 7b es una vista superior del aparato mostrado en la Figura 7a, que ilustra la separación aislada de las superficies dieléctricas en la pared del recipiente del aparato. Se debe entender, naturalmente, que la constante dieléctrica del material aislante del recipiente debe ser más baja que aquella de cualquier fase líquida que es sometida a prueba para el humedecimiento sobre la superficie de prueba. Similarmente, se debe entender, naturalmente, que la constante dieléctrica del material aislante del recipiente debe ser más baja que aquella del material de la superficie de prueba. Un primer electrodo se coloca en contacto eléctrico con el sólido dieléctrico que es sometido a prueba. Este tipo de aparato puede medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie dieléctrica sometida a prueba de una primera fase líquida a una segunda fase líquida conforme un segundo fluido a granel que incluye la segunda fase líquida es recortado en el recipiente del aparato a una velocidad controlada durante un tiempo de contacto controlado. Las superficies sólidas dieléctricas se pueden seleccionar para simular la roca de una formación subterránea en un pozo. La primera fase líquida puede simular una película oleaginosa anterior formada sobre la superficie de la roca. El segundo fluido a granel y las condiciones de cizallamiento y tiempo pueden simular el desplazamiento de la película oleaginosa por un fluido separador.

La Figura 8 es una vista transversal vertical de un aparato eléctrico alternativo para medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie sólida dieléctrica, el cual se puede seleccionar, por ejemplo, para simular una superficie de roca de una formación subterránea. Como se ilustra en la Figura 8, en esta modalidad la superficie de roca es separada axialmente de otro electrodo expuesto a un fluido a granel en la cámara del recipiente. Se debe entender, naturalmente, que la constante dieléctrica del material aislante del recipiente debe ser más alta que aquella de cualquier fase líquida que es sometida a prueba para el humedecimiento sobre la superficie de prueba. Este tipo de aparato puede medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie dieléctrica sometida a prueba de una primera fase líquida a una segunda fase líquida conforme un segundo fluido a granel que incluye la segunda fase líquida es recortado en el recipiente del aparato a una velocidad controlada durante un tiempo de contacto controlado. Las superficies sólidas dieléctricas se pueden seleccionar para simular la roca de una formación subterránea en un pozo. La primera fase líquida puede simular una película oleaginosa anterior formada sobre la superficie de la roca. El segundo fluido a granel y las condiciones de cizallamiento y tiempo pueden simular el desplazamiento de la película oleaginosa por un fluido separador.

Las Figuras 9a y 9b son vistas transversales verticales que ilustran una modalidad que representa mediciones eléctricas directas en un pozo, la cual se puede utilizar, por ejemplo, durante las operaciones de bombeo en tiempo real para determinar cualquier cambio en el humedecimiento de una superficie tubular pozo abajo durante una operación del pozo tal como la cementación. La Figura 9a es una vista transversal vertical de una porción de un cuerpo tubular metálico, tal como un entubado, colocado en una perforación del pozo. La Figura 9b es una vista en detalle de un dispositivo de sonda de prueba asociado con una porción del entubado en la perforación del pozo.

La Figura 10 es una ilustración gráfica que representa las formas de onda del voltaje (V) y corriente (I) en el tiempo (t) en un sistema pseudo-lineal, para el cual la respuesta de corriente a un potencial sinusoidal será una señal sinusoidal similar a la misma frecuencia, pero con un retardo en la fase.

La Figura 11 ilustra un ejemplo de un circuito que se puede utilizar para el modelado de impedancia en sistemas eléctricos. La Figura 11 es similar al tipo de circuito conocido como un modelo de circuito Modelo de Pintura Fallida (FP, por sus siglas en inglés).

La Figura 12 ilustra un ejemplo de un circuito que se puede utilizar para el modelado de impedancia en sistemas eléctricos. La Figura 12 es similar al tipo de circuito conocido como un modelo de circuito Modelo de Pintura Fallida con Difusión ("CPED", por sus siglas en inglés).

La Figura 13 muestra un ejemplo de un diagrama de Nyquist que compara los datos de impedancia antes y después del humedecimiento de la superficie con un modelo de circuito Modelo de Pintura Fallida (FP) como en la Figura 11.

La Figura 14 muestra un ejemplo de un diagrama de Bode que compara los datos de impedancia antes y después del humedecimiento de la superficie con un modelo de circuito Modelo de Pintura Fallida (FP) como en la Figura 11.

La Figura 15 muestra un ejemplo de un diagrama de Nyquist que compara los datos de impedancia antes y después del humedecimiento de la superficie utilizando un modelo de circuito Elemento de Fase Constante con Difusión (CPED, por sus siglas en inglés) como en la Figura 12.

La Figura 16 muestra un ejemplo de un diagrama de Nyquist de Espectroscopia de Impedancia Eléctrica bajo una condición sin cizallamiento para diferentes grados de porcentaje de cobertura de fase líquida no acuosa, donde la película no acuosa utilizada es un Lodo Basado en Aceite ("OBM", por sus siglas en inglés) hecho con aceite mineral y el electrolito utilizado es un fluido inversor basado en agua.

La Figura 17 muestra un ejemplo de un diagrama de Bode de la impedancia contra la frecuencia, antes y después del hu edecimiento de la superficie utilizando un modelo de circuito Elemento de Fase Constante con Difusión ("CPED") como en la Figura 12.

La Figura 18 muestra un diagrama de magnitud de Bode de la Espectroscopia de Impedancia Eléctrica para diferentes grados de cobertura de película no acuosa que corresponde al diagrama de Nyquist mostrado en la Figura 16.

La Figura 19 es una gráfica de capacitancia de capa doble contra cobertura de película sin humedecimiento de aceite para una combinación de grasa y agua salada.

La Figura 20 es una gráfica de capacitancia de capa doble contra cobertura de película sin humedecimiento de aceite para una combinación de OBM y agua salada.

La Figura 21 es una gráfica de la capacitancia de capa doble inferida contra el porcentaje de cobertura de varias combinaciones diferentes de películas no acuosas en fluidos a granel basados en agua de mediciones eléctricas en una celda eléctrica utilizando un primer electrodo y un segundo electrodo idénticos.

La Figura 22 muestra diagramas de magnitud de Bode en diferentes duraciones de cizallamiento para la medición del efecto del tiempo de contacto con una concentración de tensioactivo de 0.19 lt/bbl (0.05 gal/bbl) en un fluido separador a granel acuoso, donde el tensioactivo es una mezcla equiproporcional de tensioactivos que incluyen sulfato de éter alcohólico, un nonilfenol no iónico de equilibrio hidrolípico bajo y un nonilfenol no iónico de equilibrio hidrolípico alto, después de seguir los pasos que consisten en: (1) colocar un fluido separador en la celda de prueba y tomar una medición de EIS; (2) iniciar a partir de un estado donde los electrodos son revestidos con una película no acuosa y la celda de prueba es llenada con el fluido separador sin cizallamiento y tomar mediciones de EIS; y (3) el cizallamiento se aplica al hacer girar una plomada cilindrica a 900 RPM en una configuración similar a aquella mostrada en las Figuras 6a y 6b y los datos de EIS se registran en tiempos intermitentes de incrementos de 1 minuto desde 1 minuto hasta 7 minutos (cuyo título es "Concentración de Tensioactivo 0.19 lt/bbl (0.05 gal/bbl)").

La Figura 23 muestra diagramas de magnitud de Bode para el experimento mostrado en la Figura 22 repetido con una concentración de tensioactivo de 0.38 lt/bbl (0.1 gal/bbl) (cuyo título es "conc. de surf. de 0.38 lt/bbl (0.1 gal/bbl)").

La Figura 24 muestra diagramas de magnitud de Bode para el Experimento mostrado en la Figura 22 repetido con una concentración de tensioactivo de 0.76 lt/bbl (0.2 gal/bbl), en intervalos intermitentes de incrementos de 1 minuto desde 1 minuto hasta 3 minutos (cuyo título es "conc. de surf. de 0.76 lt/bbl (0.2 gal/bbl)").

La Figura 25 muestra diagramas de magnitud de Bode experimentales que muestran el efecto de las velocidades de recorte después de seguir los pasos que consisten en: (1) colocar fluido separador puro en la celda de prueba y tomar una medición de EIS; (2) iniciar a partir de un estado donde los electrodos son revestidos con una película no acuosa y la celda de prueba es llenada con el fluido separador sin cizallamiento y tomar mediciones de EIS; y (3) el recorte se aplica al hacer girar una plomada cilindrica durante 60 segundos a diferentes RPMs de 900 RPM, 1200 RPM y 1250 RPM en una configuración similar al aparato ilustrado en las Figuras 6a y 6b y los datos de EIS se registran en 1 minuto.

Descripción Detallada de la Invención Definiciones y Usos Interpretación Las palabras o términos utilizados en este documento tienen su significado ordinario, simple que tienen en el campo de esta descripción, excepto al grado definido explícita y claramente en esta descripción o a menos que el contexto específico requiera de otra manera un significado diferente.

Si existe algún conflicto en los usos de una palabra o término en esta descripción y una o más patentes u otros documentos que se pueden incorporar a manera de referencia, se deben adoptar las definiciones que son consistentes con esta descripción.

Las palabras "comprender", "contener", "incluir", "tener" y todas las variaciones gramaticales de las mismas tienen la intención de poseer un significado no limitante, abierto. Por ejemplo, una composición que comprende un componente no la excluye de tener componentes adicionales, un aparato que comprende una parte no lo excluye de tener partes adicionales y un método que tiene un paso no lo excluye de tener pasos adicionales. Cuando se utilizan estos términos, las composiciones, aparatos y métodos que "consisten esencialmente de" o "consisten de" los componentes, partes y pasos específicos están incluidos y se dan a conocer específicamente.

El control de una condición incluye uno o más de cualquiera de mantenimiento, aplicación o variación de la condición. Por ejemplo, el control de la temperatura de una sustancia puede incluir el mantenimiento de una temperatura inicial, el calentamiento o enfriamiento.

Los artículos indefinidos "un" o "una" significan uno o más de uno del componente,parte o paso que introduce el artículo.

En cualquier momento que se de a conocer un intervalo numérico de un grado o una medición con un límite inferior y un límite superior, cualquier número y cualquier intervalo que se encuentre dentro del intervalo también tiene la intención de darse a conocer específicamente. Por ejemplo, cada intervalo de valores (en la forma "de a a b" o "de aproximadamente a a aproximadamente b" o "de aproximadamente a a b", "de aproximadamente a a b" y cualquier expresión similar, donde "a" y "b" representan valores numéricos de un grado o medición) se debe entender que expone cada número y intervalo comprendido dentro del intervalo más amplio de valores.

Los términos tales como "primero", "segundo", "tercero", etcétera se asignan arbitrariamente y solo tienen la intención de diferenciar entre dos o más componentes, partes o pasos que de otra manera serían similares o correspondientes en su naturaleza, estructura, función o acción. Por ejemplo, las palabras "primero" y "segundo" no sirven para otro propósito y no son parte del nombre o descripción del siguiente nombre o términos descriptivos. El solo uso del término "primero" no requiere que exista algún "segundo" componente, parte o paso similar o correspondiente. Similarmente, el solo uso de la palabra "segundo" no requiere que exista algún "primer" o "tercer" componente, parte o paso similar o correspondiente. Además, se debe entender que el solo uso del término "primer" no requiere que el elemento o paso sea el propio primero en cualquier secuencia, sino solamente que es por lo menos uno de los elementos o pasos. Similarmente, el solo uso de los términos "primero" y "segundo" no requiere necesariamente alguna secuencia. Por consiguiente, el solo uso de estos términos no excluye elementos o pasos intermedios entre el "primer" y "segundo" elementos o pasos, etcétera.

Términos de Pozos En el contexto de la producción de un pozo, se entiende que petróleo crudo y gas se refieren a petróleo crudo y gas natural. El petróleo crudo y el gas son hidrocarburos de origen natural en ciertas formaciones subterráneas.

Una "formación subterránea" es un cuerpo de roca que tiene características suficientemente distintivas y es suficientemente continuo para que los geólogos lo describan, cartografíen y nombren.

En la geología, una roca o una piedra es un agregado sólido de origen natural de minerales o mineraloides. La capa sólida exterior de la Tierra, la litosfera, está hecha de roca. Se definen tres grupos principales de rocas: ígnea, sedimentaria y metamórfica.

Una formación subterránea que tiene una porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos es referida algunas veces como un "depósito". La vasta mayoría de rocas depósito son rocas sedimentarias, pero las rocas ígneas y metamórficas sumamente fracturadas también contienen algunas veces depósitos sustanciales.

Una formación subterránea que contiene petróleo crudo o gas puede estar localizada bajo tierra o bajo el lecho marino fuera de la costa. Los depósitos de petróleo crudo y gas están localizados típicamente en el intervalo de algunos cientos de metros (cientos de pies) (depósitos poco profundos) hasta algunas decenas de miles de metros (decenas de miles de pies) (depósitos extremadamente profundos) debajo de la superficie de la tierra o el lecho marino.

Un "pozo" incluye una boca del pozo y por lo menos una perforación del pozo desde la boca del pozo que penetra a la tierra. La "boca del pozo" es la terminación superficial de una perforación del pozo, superficie la cual puede estar sobre la tierra o sobre un lecho marino. Un "sitio del pozo" es la ubicación geográfica de una boca de un pozo. Puede incluir instalaciones relacionadas, tal como un grupo de tanques de producción, separadores, estaciones de compresión, equipo de calentamiento u otro equipo y fosas de fluidos. Si está fuera de la costa, un sitio del pozo puede incluir una plataforma.

La "perforación del pozo" se refiere al agujero perforado, que incluye cualquier porción entubada o no entubada del pozo o cualquier otro cuerpo tubular en el pozo. El "pozo de sondeo" se refiere usualmente a la pared interior de la perforación del pozo, es decir, la superficie o pared rocosa que une el agujero perforado. Una perforación del pozo puede tener porciones que son verticales, horizontales, o cualquiera entre las mismas, y puede tener porciones que son rectas, curvadas o ramificadas. Como se utiliza en este documento, "pozo arriba", "pozo abajo" y términos similares son en relación a la dirección de la boca del pozo, independientemente si una porción de la perforación del pozo es vertical u horizontal.

Una perforación del pozo puede utilizarse como una perforación del pozo de producción o inyección. Una perforación del pozo de producción se utiliza para producir hidrocarburos del depósito. Una perforación del pozo de inyección se utiliza para inyectar un fluido, por ejemplo, agua líquida o vapor, para impulsar el petróleo crudo o gas a una perforación del pozo de producción.

Como se utiliza en este documento, la introducción "dentro de un pozo" significa introducido por lo menos en y a través de la boca del pozo. De acuerdo con varias téenicas conocidas en el campo, los cuerpos tubulares, equipo, herramientas o fluidos del pozo pueden ser dirigidos de la boca del pozo al interior de cualquier porción deseada de la perforación del pozo.

Como se utiliza en este documento, la palabra "cuerpo tubular" significa cualquier clase de cuerpo en la forma de un tubo. Los ejemplos de cuerpos tubulares incluyen, pero no están limitados a, un tubo de perforación, entubado, serie de tubería, conducto de gravitación y tubo de transporte. Los cuerpos tubulares también se pueden utilizar para transportar fluidos dentro o fuera de una formación subterránea, tal como petróleo crudo, gas, agua, metano licuado, refrigerantes y fluidos calentados. Por ejemplo, un cuerpo tubular puede colocarse bajo tierra para transportar hidrocarburos producidos o agua de una formación subterránea a otra ubicación.

Como se utiliza en este documento, el término "anillo" significa el espacio entre dos objetos generalmente cilindricos, uno dentro del otro. Los objetos pueden ser concéntricos o excéntricos. Sin limitación, uno de los objetos puede ser un cuerpo tubular y el otro objeto puede ser un conducto encerrado. El conducto encerrado puede ser una perforación del pozo o un pozo de sondeo o puede ser otro cuerpo tubular. Lo siguiente son algunos ejemplos no limitantes que ilustran algunas situaciones en las cuales puede existir un anillo. Con referencia a un pozo de petróleo crudo, gas o agua, en un pozo de agujero abierto, el espacio entre el exterior de una serie de tubería y el pozo de sondeo de la perforación del pozo es un anillo. En un agujero entubado, el espacio entre el exterior del entubado del pozo de sondeo es un anillo. Además, en un agujero entubado puede haber un anillo entre la porción cilindrica exterior de un cuerpo tubular tal como una serie de tubería de producción y la porción cilindrica interior del entubado. Un anillo puede ser un espacio a través del cual puede correr un fluido o puede ser llenado con un material u objeto que bloquea el flujo de fluidos, tal como un elemento de empaque. A menos que se aclare de otra manera a partir del contexto, como se utiliza en este documento un anillo es un espacio a través del cual puede correr un fluido.

Como se utiliza en este documento, un "fluido del pozo" se refiere ampliamente a cualquier fluido adaptado para ser introducido en un pozo para cualquier propósito. Un fluido del pozo puede ser, por ejemplo, un fluido de perforación, composición de cemento, fluido de tratamiento o fluido separador. Si se debe utilizar un fluido del pozo en un volumen relativamente pequeño, por ejemplo menor que aproximadamente 32 m3 (200 barriles), algunas veces es referido como un lavado, descarga, bala o píldora.

Los fluidos de perforación, también conocidos como lodos de perforación o simplemente "lodos", se clasifican típicamente de acuerdo con su fluido base (es decir, la fase continua). Un lodo basado en agua (BM, por sus siglas en inglés) tiene un material particulado sólido (por ejemplo, arcillas, agentes para incrementar la densidad a granel, materiales de circulación perdidos), suspendido en un líquido acuoso como la fase continua. El agua puede ser salmuera. Un fluido de perforación basado en salmuera es un lodo basado en agua en el cual el componente acuoso es salmuera. En algunos casos, el petróleo crudo puede ser emulsionado en un lodo de perforación basado en agua. Un lodo basado en aceite (OBM, por sus siglas en inglés) tiene un material particulado sólido suspendido en un aceite como la fase continua. En algunos casos, una fase acuosa de agua o salmuera es emulsionada en el aceite. Los finos de perforación de la formación serán materiales particulados, sólidos, adicionales que son suspendidos en lodos tanto basados en aceite como basados en agua conforme el proceso de perforación comienza.

Como se utiliza en este documento, la palabra "tratamiento" se refiere a cualquier tratamiento para cambiar una condición de alguna porción de una perforación del pozo o una formación subterránea adyacente; sin embargo, la palabra "tratamiento" no implica necesariamente algún propósito de tratamiento particular. Un tratamiento implica usualmente la introducción de un fluido del pozo para el tratamiento, caso en el cual puede ser referido como un fluido de tratamiento, dentro de un pozo. Como se utiliza en este documento, un "fluido de tratamiento" es un fluido utilizado en un tratamiento. La palabra "tratamiento" en el término "fluido de tratamiento" no implica necesariamente algún tratamiento o acción particular por parte del fluido.

Como se utiliza en este documento, los términos fluido separador, fluido de lavado y fluido inversor pueden utilizarse de manera intercambiable. Un fluido separador es un fluido utilizado para separar físicamente un fluido para usos especiales de otro. Puede ser no deseable que un fluido para usos especiales se mezcle con otro fluido utilizado en el pozo, de modo que un fluido separador compatible con cada uno se utiliza entre los dos.Un fluido separador se utiliza usualmente cuando se cambia entre fluidos del pozo utilizados en un pozo.

Por ejemplo, un fluido separador se utiliza para cambiar de un fluido de perforación durante la perforación a una composición de cemento durante operaciones de cementación en el pozo. En caso de un fluido de perforación basado en aceite, se debe mantener separado de un fluido de cementación basado en agua. En el cambio a este último fluido, un fluido separador basado en agua tratado químicamente se utiliza usualmente para separar el fluido de perforación del fluido de cementación basado en agua.

Un fluido separador diseñado especialmente para separar un fluido externo de petróleo crudo para usos especiales de un fluido externo de agua para usos especiales puede ser denominado como un fluido inversor. Los fluidos inversores pueden diseñarse de modo que la capa contaminada difundida entre ambos fluidos para usos especiales tenga una variación progresiva en propiedades como capacidad para transportar sólidos, conductividad eléctrica, reología y potencial químico. En otras palabras, los fluidos inversores pueden diseñarse idealmente para que sean completamente compatibles desde el punto de vista físico y químico con cualquiera o ambos fluidos para usos especiales bajo las condiciones simuladas de presión, temperatura y cizallamiento. La compatibilidad puede garantizarse mediante investigaciones reológicas u observaciones visuales en todas las composiciones intermedias. La floculación indeseada, coagulación o adelgazamiento excesivo de la mezcla en comparación con los fluidos originales se considera típicamente que es una firma para la incompatibilidad.

En el contexto de la cementación, la compatibilidad se puede determinar al supervisar la viscosidad con la mezcla. Para la compatibilidad, la viscosidad de cualquier mezcla de dos fluidos del pozo debe estar entre la viscosidad del cualquier fluido. Por ejemplo, la viscosidad de un lodo de perforación basado en aceite puede ser, por ejemplo, aproximadamente 100 cP. La viscosidad de un fluido separador puede ser, por ejemplo, de aproximadamente 200 cP. Estos dos fluidos del pozo se considerarían compatibles si la viscosidad de cualquier mezcla de los dos fluidos está en el intervalo de aproximadamente 100 cP a aproximadamente 200 cP; pero si está fuera de este intervalo de viscosidad, entonces sería probable que un grado alto de digitación, canalización, gelificación, asentamiento, separación, etcétera ocurriera en la mezcla de los dos fluidos. Se debe utilizar la selección apropiada de fluidos del pozo para una operación de cementado exitosa.

Los volúmenes de fluido separador que son consumidos en las longitudes de canales debido al proceso de contaminación no son suficientes para limpiar las superficies de la perforación del pozo o cambiar el humedecimiento de una superficie. Estos volúmenes deben considerarse sacrificatorios y la cantidad de separador puro no contaminado se calcula a partir de estas téenicas de humedecimiento de la superficie.

Una zona se refiere a un intervalo de roca a lo largo de una perforación del pozo que se diferencia de las zonas pozo arriba y pozo abajo con base en el contenido de hidrocarburos u otras cualidades, tales como permeabilidad, composición, perforaciones u otra comunicación de fluidos con la perforación del pozo, fallas o fracturas. Una zona de una perforación del pozo que penetra una zona que contiene hidrocarburos que es capaz de producir hidrocarburos es referida como una "zona de producción". Una "zona de tratamiento" se refiere a un intervalo de roca a lo largo de una perforación del pozo en la cual un fluido del pozo se dirige para fluir desde la perforación del pozo. Como se utiliza en este documento, "dentro de una zona de tratamiento" significa dentro y a través de la boca del pozo y, adicionalmente, a través de la perforación del pozo y dentro de la zona de tratamiento.

Como se utiliza en este documento, un fluido pozo abajo es un fluido in situ en un pozo, el cual puede ser el mismo que un fluido del pozo al momento que se introduce, o un fluido del pozo mezclado con otro fluido pozo abajo, o un fluido en el cual están ocurriendo o han ocurrido reacciones químicas in situ pozo abajo.

Generalmente, mientras mayor sea la profundidad de la formación, más alta es la temperatura y presión estática de la formación. Inicialmente, la presión estática es igual a la presión inicial en la formación antes de la producción. Después de que comienza la producción, la presión estática se aproxima a la presión promedio del depósito.

Un "diseño" se refiere a un cálculo o medida de uno o más parámetros planeados o esperados para una etapa particular de un servicio del pozo o fluido del pozo asociado. Por ejemplo, se puede diseñar un fluido que tenga componentes que proporcionan una viscosidad mínima durante por lo menos un tiempo especificado bajo condiciones esperadas pozo abajo. Un servicio del pozo puede incluir parámetros de diseño tal como un volumen de fluido que es bombeado, tiempo de bombeo requerido para un tratamiento o las condiciones de cizallamiento del bombeo y tiempo de contacto de un fluido de tratamiento con una zona de interés.

El término "temperatura de diseño" se refiere a un cálculo o medición de la temperatura real en el ambiente pozo abajo al momento de un tratamiento del pozo. Es decir, la temperatura de diseño toma en cuenta no solo la temperatura estática del fondo del pozo ( "BHST", por sus siglas en inglés), sino también el efecto de la temperatura del fluido del pozo sobre la BHST durante el tratamiento. La temperatura de diseño es referida algunas veces como la temperatura de circulación del fondo del pozo ( "BHCT", por sus siglas en inglés). Debido a que los fluidos de tratamiento pueden ser considerablemente más fríos que la BHST, la diferencia entre las dos temperaturas puede ser muy grande. Finalmente, si se deja sin ser alterada, una formación subterránea regresará a la BHST.

Sustancias y Productos Químicos Una sustancia puede ser un producto químico puro o una mezcla de dos o más productos químicos diferentes.

Un producto químico puro es una muestra de material que no puede separarse en componentes más simples sin un cambio químico. Un elemento químico está compuesto de átomos con un número atómico idéntico. Un compuesto químico se forma a partir de diferentes elementos combinados químicamente en proporciones definidas en masa.

Un átomo o molécula es la partícula más pequeña de un producto químico que retiene las propiedades químicas del elemento o compuesto. Una molécula es dos o más átomos enlazados químicamente con una composición y estructura características. La elaboración o el rompimiento de enlaces en una molécula la cambia a un producto químico diferente.

Un compuesto iónico se hace de iones distinguibles , que incluyen por lo menos un catión (un ion con carga positiva) y por lo menos un anión (un ión con carga negativa) , mantenidos juntos por fuerzas electrostáticas. Un ión es un átomo o molecula que ha adquirido una carga al ya sea ganar o perder electrones. Un ión puede ser un átomo o molécula individual. Un ión puede separarse de un compuesto iónico, por ejemplo, al disolver los iones del compuesto en un solvente polar.

Estados Físicos, Fases y Materiales Como se utiliza en este documento, "fase" se utiliza para referirse a una sustancia que tiene una composición química y un estado físico que es distinguible de una fase adyacente de una sustancia que tiene una composición química diferente o un estado físico diferente.

La palabra "material" se utiliza frecuentemente como un sinónimo para una fase individual de una escala a granel (más grande que una partícula), aunque algunas veces puede significar una escala a granel de una mezcla de fases, dependiendo del contexto.

Como se utiliza en este documento, si no se establece específicamente de otra manera, el estado físico o fase de una sustancia (o una mezcla de sustancias) y otras propiedades físicas se determinan a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera (Condiciones Estándar de Laboratorio) sin aplicar cizallamiento.

Mecánica Continua y Reología Uno de los propósitos de la identificación del estado físico o fase de una sustancia y la medición de la viscosidad u otras características físicas de un fluido es establecer si puede ser bombeado. En el contexto de la producción de petróleo crudo y gas, la capacidad de bombeo de un fluido es con referencia particular a los intervalos de condiciones físicas que se pueden encontrar en una boca del pozo y con los tipos y tamaños de bombas disponibles para utilizarse para bombear fluidos dentro de un pozo. Otro propósito es determinar que estado físico de la sustancia y sus propiedades físicas habrán durante el bombeo a través de una perforación del pozo y bajo otras condiciones pozo abajo en el pozo, que incluyen temperaturas, presiones y velocidades de cizallamiento a través del tiempo y cambiantes.

La mecánica continua es una rama de la mecánica que trata el análisis de la cinemática y el comportamiento mecánico de materiales modelados como una masa continua a gran escala preferiblemente que coo partículas distintas. La mecánica de fluidos es una rama de la mecánica continua que estudia la física de materiales continuos que toman la configuración de su recipiente. La reología es el estudio del flujo de materia: principalmente en el estado líquido, pero también como "sólidos suaves" o sólidos bajo condiciones en las cuales responden con un flujo plástico preferiblemente que la deformación elástica en respuesta a una fuerza aplicada. Se aplica a sustancias que tienen una estructura compleja, tal como suspensiones de fluidos, geles, etcétera. El flujo de estas sustancias no puede ser caracterizado completamente por un valor individual de viscosidad, el cual varía con la temperatura, presión y otros factores. Por ejemplo, la viscosidad de la cátsup puede ser reducida por la agitación (u otras formas de agitación mecánica) pero no así la viscosidad del agua.

Partículas , Materiales Particulados , Agregados y Fibras Como se utiliza en este documento, una "partícula" se refiere a un cuerpo que tiene una masa finita y una cohesión suficiente de tal manera que puede considerarse como una entidad pero que tiene dimensiones relativamente pequeñas. Una partícula puede ser de cualquier tamaño que varía de la escala molecular a la escala macroscópica, dependiendo del contexto.

Una partícula puede encontrarse en cualquier estado físico. Por ejemplo, una partícula de una sustancia en un estado sólido puede ser tan pequeña como algunas moléculas en la escala de nanómetros hasta una partícula grande en la escala de algunos milímetros, tal como granos grandes de arena. Similarmente, una partícula de una sustancia en un estado líquido puede ser tan pequeña como algunas moléculas en la escala de nanómetros o una gota grande en la escala de algunos milímetros.

Como se utiliza en este documento, "particulado" o "material particulado" se refiere a un material en la forma física de distintas partículas en un estado sólido o líquido (lo cual significa esta asociación de algunos átomos o moléculas). Un material particulado es una agrupación de partículas basada en características comunes, que incluyen la composición química y el intervalo de tamaño de partícula, distribución de tamaño de partícula o tamaño medio de partícula. Como se utiliza en este documento, un material particulado es una agrupación de partículas que tienen una composición química similar y intervalos de tamaño de partícula en cualquier parte en el intervalo de aproximadamente 1 micrómetro (por ejemplo, partículas microscópicas de arcilla o cieno) a aproximadamente 3 milímetros (por ejemplo, granos grandes de arena).

Como se utiliza en este documento, una partícula puede ser un agregado o un compuesto de diferentes fases sólidas unidas conjuntamente.

Se debe entender que los términos "partícula" y "material particulado" incluyen todas las configuraciones conocidas de partículas que incluyen sustancialmente redondeadas, esféricas, oblongas, elipsoides, similares a barras, fibra, poliédricas (tales como materiales cúbicos), etcétera, y mezclas de las mismas. Por ejemplo, el término "material particulado" como se utiliza en este documento tiene la intención de incluir partículas sólidas que tienen la configuración física de plaquetas, virutas, hojuelas, cintas, barras, tiras, esferoides, toroides, pelotillas, tabletas o cualquier otra configuración física.

Como se utiliza en este documento, una fibra es una partícula o agrupación de partículas que tienen una relación entre dimensiones L/D mayor que 5/1.

Di spersi ones Una dispersión es un sistema en el cual las partículas de una sustancia de una composición química y un estado físico se dispersan en otra sustancia de una composición química o estado físico diferente. Si una sustancia tiene más de una fase, la fase más externa es referida como la fase continua de la sustancia en su conjunto, independientemente del número de fases internas o fases anidadas diferentes.

Una dispersión puede clasificarse en una variedad de diferentes maneras, que incluyen con base en el tamaño de las partículas dispersadas, la uniformidad o falta de uniformidad de la dispersión y, si es un fluido, si ocurre o no una precipitación.

Clasificación de Dispersiones : Heterogeneas y Homogéneas Una dispersión se considera que es heterogénea si las partículas dispersadas no se disuelven y tienen un tamaño mayor que aproximadamente 1 nanómetro. (Por referencia, el diámetro de una molécula de tolueno es aproximadamente 1 nm).

Las dispersiones heterogéneas pueden tener un gas, líquido o sólido como una fase externa. Por ejemplo, en un caso donde las partículas de fase dispersada son líquidas en una fase externa que es otro líquido, esta clase de dispersión heterogénea es referida más particularmente como una emulsión. Una fase dispersada sólida en una fase líquida continua es referida como un sol, suspensión o suspensión espesa, dependiendo parcialmente del tamaño del material particulado, sólido, dispersado.

Una dispersión se considera que es homogénea si las partículas dispersadas se disuelven en solución o las partículas tienen un tamaño menor que aproximadamente 1 nanómetro. Incluso si no se disuelve, una dispersión se considera que es homogénea si las partículas dispersadas tienen un tamaño menor que aproximadamente 1 nanómetro.

Clasificación de Dispersiones Heterogéneas : Suspensiones y Coloides Las dispersiones heterogéneas pueden clasificarse además con base en el tamaño de partícula dispersada.

Una dispersión heterogénea es una "suspensión" donde las partículas dispersadas son más grandes que aproximadamente 50 micrómetros. Estas partículas se pueden ver con un microscopio, o si son más grandes que aproximadamente 50 micrómetros (0.05 mm), con el ojo humano sin ayuda de un lente. Las partículas dispersadas de una suspensión en una fase externa líquida pueden separarse eventualmente con el reposo, por ejemplo, pueden asentarse en casos donde las partículas tienen una densidad más alta que la fase líquida. Las suspensiones que tienen una fase externa líquida son esencialmente inestables desde un punto de vista termodinámico; sin embargo, pueden ser cinéticamente estables durante un período prolongado dependiendo de la temperatura y otras condiciones.

Una dispersión heterogénea es un "coloide" donde las partículas dispersadas varían en un tamaño de hasta aproximadamente 50 micrómetros (50,000 nanómetros). Las partículas dispersadas de un coloide son pequeñas de modo que se asientan de manera extremadamente lenta, si es que sucede alguna vez. En algunos casos, un coloide puede considerarse como una mezcla homogénea. Esto es debido a que la distinción entre un material "disuelto" y "particulado" puede ser algunas veces una cuestión de enfoque, lo cual afecta si es o no homogéneo o heterogéneo.

Clasificación de Dispersiones Homogéneas : Soluciones Una solución es un tipo especial de mezcla homogénea. Una solución se considera homogénea: (a) debido a que la relación del soluto con respecto al solvente es la misma por toda la solución; y (b) debido a que el soluto nunca se asentará de la solución, incluso bajo una centrifugación poderosa, lo cual es debido a una atracción intermolecular entre el solvente y el soluto. Una solución acuosa, por ejemplo, agua salada, es una solución homogénea en la cual el agua es el solvente y la sal es el soluto.

Uno también puede hacer referencia al estado solvatado, en el cual un ión o molécula de soluto se hace complejo por las moléculas de solvente. Un producto químico que se disuelve en solución se encuentra en un estado solvatado. El estado solvatado es distinto de la disolución y la solubilidad. La disolución es un proceso cinético y se cuantifica por su velocidad. La solubilidad cuantifica la concentración del soluto en el cual existe un equilibrio dinámico entre la velocidad de disolución y la velocidad de precipitación del soluto. La disolución y la solubilidad pueden ser dependientes de la temperatura y la presión y pueden ser dependientes de otros factores, tales como la salinidad o pH de una fase acuosa.

Términos de Solubilidad Una sustancia se considera que es "soluble" en un líquido si por lo menos 10 gramos de la sustancia pueden disolverse en un litro del líquido cuando se somete a prueba a 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera durante 2 horas y se considera que es "insoluble" si es menos soluble que esto.

Como una persona de experiencia en el campo apreciará, la capacidad de hidratación, dispersibilidad o solubilidad de una sustancia en agua puede ser dependiente de la salinidad, pH u otras sustancias que se encuentran en el agua. Por consiguiente, la salinidad, pH y selección de aditivo del agua se pueden modificar para facilitar la capacidad de hidratación, dispersibilidad o solubilidad de una sustancia en una solución acuosa. Al grado no especificado, la capacidad de hidratación, dispersibilidad o solubilidad de una sustancia en agua se determina en agua desionizada, a pH neutro, y sin ningún otro aditivo.

Las constantes dieléctricas no son las únicas medidas de polaridad sino que generalmente la constante dieléctrica del material proporciona una medida aproximada de la polaridad del material. Como se utiliza en este documento, el término "polar" significa que tiene una constante dieléctrica mayor que 15. El término "relativamente polar" significa que tiene una constante dieléctrica mayor que aproximadamente 5 y menor que aproximadamente 15. "No polar" significa que tiene una constante dieléctrica menor que 5.

Fluidos Un fluido puede ser una fase individual o una dispersión. En general, un fluido es una sustancia amorfa que es o que tiene una fase continua de partículas que son más pequeñas que aproximadamente 1 micrómetro que tienden a fluir y a adaptarse al contorno de su recipiente.

Los ejemplos de fluidos son gases o líquidos. Un gas (en el sentido de un estado físico) se refiere a una sustancia amorfa que tiene una alta tendencia a dispersarse (al nivel molecular) y una compresibilidad relativamente alta. Un líquido se refiere a una sustancia amorfa que tiene poca tendencia a dispersarse (al nivel molecular) y una incompresibilidad relativamente alta. La tendencia a dispersarse está relacionada con las Fuerzas Intermoleculares (también conocidas como las Fuerzas de van der Waals). (Una masa continua de un material particulado, por ejemplo, un polvo o una arena, puede tender a fluir como un fluido dependiendo de muchos factores tales como la distribución de tamaño de partícula, distribución de configuración de partícula, la proporción y naturaleza de cualquier líquido de humedecimiento u otro recubrimiento superficial sobre las partículas, y muchas otras variables. No obstante, como se utiliza en este documento, un fluido no se refiere a una masa continua de material particulado debido a que los tamaños de las partículas sólidas de una masa de un material particulado son muy grandes para ser afectadas de manera apreciable por el intervalo de Fuerzas Intermoleculares).

Como se utiliza en este documento, un fluido es una sustancia que se comporta como un fluido bajo Condiciones Estándar de Laboratorio, es decir, a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera, y a las temperaturas y presiones más altas que ocurren usualmente en formaciones subterráneas sin cizallamiento aplicado.

Cada fluido tiene inherentemente por lo menos una fase continua. Un fluido puede tener más de una fase. La fase continua de un fluido del pozo es un líquido bajo Condiciones Estándar de Laboratorio. Por ejemplo, un fluido del pozo puede estar en la forma de una suspensión (partículas sólidas dispersadas en una fase líquida), una emulsión (partículas líquidas dispersadas en otra fase líquida) o una espuma (una fase gaseosa dispersada en una fase líquida).

Como se utiliza en este documento, un fluido basado en agua significa que el agua o una solución acuosa es el material dominante de la fase continua, es decir, más de 50% en peso, de la fase continua de la sustancia.

En contraste, "basado en aceite" significa que el aceite es el material dominante en peso de la fase continua de la sustancia. En este contexto, el aceite de un fluido basado en aceite puede ser cualquier aceite. En general, un aceite es cualquier sustancia que es líquida en Condiciones Estándar de Laboratorio, es hidrófoba y es soluble en solventes orgánicos. Los aceites tienen un alto contenido de carbono e hidrógeno y son sustancias relativamente no polares, por ejemplo, que tienen una constante dieléctrica de 1.5 a 5. Esta definición general incluye clases tales como aceites petroquímicos, aceites vegetales y muchos solventes orgánicos. Todos los aceites pueden ser rastreados nuevamente hasta fuentes orgánicas.

Viscosidad Aparente de un Fluido La viscosidad es una medida de la resistencia de un fluido a fluir. En términos cotidianos, la viscosidad es el "espesor" o "fricción interna". De esta manera, el agua pura es "delgada", que tiene una viscosidad relativamente baja mientras que la miel es "gruesa", que tiene una viscosidad relativamente alta. En pocas palabras, mientras menos viscoso sea el fluido, mayor será su facilidad de movimiento (fluidez). De manera más precisa, la viscosidad se define como la relación del cizallamiento con respecto a la velocidad de cizallamiento.

En un fluido que se mueve a lo largo de un límite sólido ocurrirá un cizallamiento sobre ese límite. La condición sin deslizamiento indica que la velocidad del fluido en el límite (en relación con el límite) es cero, pero a alguna distancia del límite, la velocidad de flujo debe ser igual a aquella del fluido. La región entre esos dos puntos es llamada la capa límite.

Un fluido Newtoniano (llamado después Isaac Newton) es un fluido para el cual la curva de tensión contra velocidad de alargamiento es lineal y pasa a través del origen. La constante de proporcionalidad es conocida ccmo la viscosidad. Los ejemplos de fluidos Newtonianos incluyen agua y la mayoría de los gases.La lcy de Newton de la viscosidad es una aproximación que se mantiene para algunas sustancias pero no para otras.

Los fluidos no Newtonianos exhiben una relación más complicada entre cizallamiento y gradiente de velocidad (es decir, velocidad de cizallamiento) que la linealidad simple. De esta manera, existe una variedad de formas de fluidos no Newtonianos. Los fluidos espesantes de cizallamiento tienen una viscosidad aparente que incrementa con el aumento de la velocidad de cizallamiento. Los fluidos de adelgazamiento de cizallamiento tienen una viscosidad que disminuye con el incremento de la velocidad de cizallamiento. Los fluidos tixotrópicos se vuelven menos viscosos a través del tiempo a una velocidad de cizallamiento constante. Los fluidos reopécticos se vuelven más viscosos a través del tiempo a una velocidad de cizallamiento constante. El plástico Bingham es un material que se comporta como un sólido en tensiones bajas pero que fluye como un fluido viscoso en tensiones altas.

La mayoría de fluidos del pozo son fluidos no Newtonianos. Por consiguiente, la viscosidad aparente de un fluido aplica únicamente bajo un conjunto particular de condiciones que incluyen cizallamiento contra velocidad de cizallamiento, el cual se debe especificar o entender a partir del contexto. Como se utiliza en este documento, una referencia a la viscosidad es realmente una referencia a una viscosidad aparente. La viscosidad aparente es expresada comúnmente en unidades de centipoise ("cP").

Al igual que otras propiedades físicas, la viscosidad de un fluido Newtoniano o la viscosidad aparente de un fluido no Newtoniano puede ser sumamente dependiente de las condiciones físicas, principalmente la temperatura y la presión.

Mediciones de Viscosidad Existen numerosas formas de medir y modelar las propiedades viscosas y se continúan haciendo nuevos desarrollos. Los métodos dependen del tipo de fluido para el cual se está midiendo la viscosidad. Un método típico para propósitos de garantía de calidad o control de calidad (QA/QC) utiliza un dispositivo Couette, tal como un viscosímetro Fann Modelo 35 o 50 o un viscosímetro Chandler 5550 HPHT, que mide la viscosidad como una función de tiempo, temperatura y velocidad de cizallamiento. El instrumento para medir la viscosidad puede calibrarse, por ejemplo, mediante el uso de aceites de silicona de viscosidad estándar u otros fluidos de viscosidad estándar.

A menos que se especifique de otra manera, la viscosidad aparente de un fluido (excluyendo cualquier material particulado, sólido, suspendido mayor que el cieno) se mide con un viscosímetro tipo Fann Modelo 35 utilizando un rotor Rl, plomada B1 y muelle de torsión F1 a una velocidad de cizallamiento de 40 1/s, y a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera. Por referencia, la viscosidad del agua pura es aproximadamente 1 cP.

Una sustancia se considera que es fluida si tiene una viscosidad aparente menor que 5,000 cP (independientemente de cualquier característica de gel).

Composiciones de Cemento Como se utiliza en este documento, "cemento" se refiere a un cemento inorgánico (en contraposición a un cemento y adhesivos orgánicos) que cuando se mezcla con agua comenzará a fraguar y endurecerse.

Como se utiliza en este documento, una "composición de cemento" es un material que incluye por lo menos cemento. Una composición de cemento también puede incluir aditivos. Una composición de cemento puede incluir agua o se puede mezclar con agua.

Un cemento puede ser caracterizado como hidráulico o no hidráulico.

Los cementos no hidráulicos (por ejemplo, pasta a base de yeso, cementos Sorel) se deben mantener secos con el propósito de retener su fortaleza.

Los cementos hidráulicos (por ejemplo, cemento Portland) se endurecen debido a la hidratación, reacciones químicas que ocurren independientemente del contenido de agua de la mezcla; pueden endurecerse incluso bajo el agua o cuando se exponen constantemente a un clima húmedo. La reacción química que resulta cuando el polvo seco de cemento se mezcla con agua produce hidratos que tienen una solubilidad extremadamente baja en agua. La composición de cemento fragua por un proceso de hidratación y pasa a través de una fase de gel a una fase sólida.

Durante la conclusión del pozo, es común introducir una composición de cemento en un anillo en la perforación del pozo. Por ejemplo, en un agujero entubado, la composición de cemento se coloca dentro y se deja fraguar en el anillo entre la perforación del pozo y el entubado con el propósito de estabilizar y asegurar el entubado en la perforación del pozo. Después del fraguado, la composición de cemento fraguada debe tener una permeabilidad baja. Consecuentemente, se puede producir petróleo crudo o gas de una manera controlada al dirigir el flujo de petróleo crudo o gas a través del entubado y dentro de la boca del pozo. Las composiciones de cemento también se pueden utilizar, por ejemplo, en operaciones de obturación del pozo u operaciones de filtración de graba.

Emulsiones Una emulsión es un fluido que incluye una dispersión de partículas de líquido inmiscibles en una fase líquida externa. Además, la proporción de las fases externas e internas es superior a la solubilidad de una en la otra. Se puede incluir un producto químico para reducir la tensión interfacial entre dos líquidos inmiscibles para ayudar con la estabilidad contra la coalescencia de la fase líquida interna, caso en el cual el producto químico puede ser referido como un tensioactivo, un emulsionante o un agente emulsionante.

Una emulsión puede ser un tipo de aceite en agua (o/w) o un tipo de agua en aceite (w/o). Una emulsión de agua en aceite es referida algunas veces como una emulsión invertida. En el contexto de una emulsión, una "fase de agua" se refiere a una fase de agua o una solución acuosa y una "fase de aceite" se refiere a una fase de cualquier líquido orgánico no polar que sea inmiscible con agua, tal como petróleo, queroseno o aceite sintético.

Una emulsión estable es una emulsión que no se hará crema, floculará o combinará bajo ciertas condiciones, que incluyen tiempo y temperatura. Como se utiliza en este documento, el término "crema" significa que por lo menos algunas de las gotitas de una fase dispersada convergerán hacia la superficie o al fondo de la emulsión (dependiendo de las densidades relativas de los líquidos que constituyen las fases continuas y dispersadas). Las gotitas convergidas mantendrán una forma de gota discreta. Como se utiliza en este documento, el término "flocular" significa que por lo menos algunas de las gotitas de una fase dispersada se combinan para formar agregados pequeños en la emulsión. Como se utiliza en este documento, el término "combinar" significa que por lo menos algunas de las gotitas de una fase dispersada se combinan para formar gotas más grandes en la emulsión.

Tensioactivo o Emulsionante Como se utiliza en este documento, un tensioactivo o emulsionante se refiere a una sustancia que ayuda a prevenir que las gotitas de la fase dispersada de una emulsión se floculen o combinen en la emulsión. Se sabe que la eficacia de un tensioactivo se mide utilizando téenicas como el desplazamiento penetrante y el humedecimiento por inmersión y utilizando parámetros como coeficiente de esparcimiento y coeficiente de partición.

Los tensioactivos contienen grupos tanto hidrófobos como hidrófilos, es decir, una molécula que contiene componentes tanto solubles en aceite así como también solubles en agua. Estas moléculas se difunden en agua y se adsorben en zonas interfaciales entre el aceite y el agua. El grupo hidrófobo insoluble se extiende fuera de la fase de agua a granel hacia la fase de aceite mientras que el grupo soluble en agua permanece en la fase de agua. El alineamiento de esas moléculas modifica las propiedades superficiales de la zona interfacial de aceite-agua.

Un tensioactivo o emulsionante puede ser o puede incluir un emulsionante catiónico, zwitteriónico o no iónico. Un paquete de tensioactivos puede incluir uno o más tensioactivos químicos diferentes.

Un paquete de tensioactivos se puede incluir en un fluido que está siendo desplegado para una operación de limpieza. El paquete de tensioactivos puede incluir uno o más tensioactivos solubles en agua, uno o más tensioactivos solubles en aceite y uno o más emulsionantes.

Terminos Generales de Medición A menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto requiera claramente lo contrario, cualquier relación o porcentaje significa que es en peso.

A menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto requiera claramente lo contrario, la frase "en peso del agua" significa el peso del agua de la fase continua del fluido sin el peso de ningún agente para incrementar la viscosidad, sal disuelta, material particulado suspendido u otros materiales o aditivos que pueden estar presentes en el agua.

Si existe alguna diferencia entre unidades de los Estados Unidos o imperiales, las unidades de los Estados Unidos se proponen.

El barril es la unidad de medida utilizada en la industria del petróleo crudo de los Estados Unidos, en donde un barril es igual a 158.99 litros (42 galones de los Estados Unidos). Los cuerpos estándar tal como el Instituto Americano del Petróleo (API) han adoptado la convención que si el petróleo crudo se mide en barriles de petróleo crudo, será a 1.03 kg/cm2 (14.696 psi) y 15.56°C (60°F), mientras que si se mide en metros cúbicos, será a 101.325 kPa y 15°C (o en algunos casos 20°C). Las presiones son las mismas pero las temperaturas son diferentes— 15.56°C es 60°F, 15°C es 59°F y 20°C es 68°F. Sin embargo, si todo lo que se necesita es convertir un volumen en barriles a un volumen en metros cúbicos sin compensar las diferencias de temperatura, entonces 1 bbl es igual a 0.159 m3.

Un Metodo de Acuerdo con la Invención De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método que incluye los pasos que consisten en: (A) obtener o proporcionar un aparato que comprende: (i) un recipiente que forma una cámara; (ii) una primera superficie expuesta a o en la cámara, en donde la primera superficie es de: (a) un primer electrodo, o (b) un primer material sólido dieléctrico en contacto con el primer electrodo; (iii) una segunda superficie expuesta a o en la cámara, en donde la segunda superficie es de: (a) un segundo electrodo, o (b) un segundo material sólido dieléctrico en contacto con el segundo electrodo; en donde la primera superficie está aislada eléctricamente de la segunda superficie; (B) humedecer por lo menos la primera superficie con una primera fase líquida de un primer fluido a granel; (C) después del paso de humedecimiento, introducir un fluido a granel en la cámara, en donde el fluido a granel comprende una segunda fase líquida y en donde la segunda fase líquida es inmiscible con la primera fase líquida; (D) aplicar un cizallamiento entre el segundo fluido a granel en la cámara y por lo menos la primera superficie; y (E) hacer una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo.

De acuerdo con otra modalidad preferida de este método, éste incluye adicionalmente los pasos que consisten en: antes del paso de aplicación del cizallamiento, hacer una primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; durante o después del paso de aplicación del cizallamiento, hacer una segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; comparar la primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica con la segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica; y con base en el paso de comparación, inferir cualquier cambio en el humedecimiento de la primera superficie. Preferiblemente, el paso de inferencia comprende asumir un modelo de circuito eléctrico equivalente para coincidir los cambios de impedancia experimentales utilizando téenicas de regresión no lineal.

De acuerdo con todavía otra modalidad de la invención, se proporciona un método que incluye los pasos que consisten en: (A) colocar un primer electrodo y un segundo electrodo en un anillo entre un cuerpo tubular metálico y el pozo de sondeo de una perforación en un pozo; (B) bombear un fluido a través del anillo y entre el primer electrodo y el segundo electrodo; y (C) por lo menos una vez durante o después del paso de bombeo, hacer una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo. Se debe entender que el primer electrodo y el segundo electrodo están aislados eléctricamente del cuerpo tubular y la ruta de flujo para la corriente eléctrica es a través del fluido en el anillo.

De acuerdo con una modalidad actualmente más preferida, el paso que consiste en tomar una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica incluye: conectar de manera operativa una fuente de potencial eléctrico alterno entre el primer electrodo y el segundo electrodo; mientras que se conecta de manera operativa al primer electrodo y al segundo electrodo, variar el potencial eléctrico o la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno; y mientras se varía el potencial eléctrico o la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno, medir la impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo para obtener una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica.

Un Aparato de Acuerdo con la Invención De acuerdo con otra modalidad de la invención, se proporciona un aparato que incluye: (A) un recipiente que forma una cámara; (B) una primera superficie expuesta a o en la cámara, en donde la primera superficie es de: (i) un primer electrodo, o (ii) un primer material sólido dieléctrico en contacto con el primer electrodo; (C) una segunda superficie expuesta a o en la cámara, en donde la segunda superficie es de: (i) un segundo electrodo, o (ii) un segundo material sólido dieléctrico en contacto con el segundo electrodo, en donde la primera superficie está aislada eléctricamente de la segunda superficie; (D) una primera fase líquida humedecida sobre por lo menos la primera superficie; (E) un fluido a granel en la cámara, en donde el fluido a granel comprende una segunda fase líquida y en donde la segunda fase líquida es inmiscible con la primera fase líquida; (F) un medio para controlar la velocidad de cizallamiento entre el fluido a granel en la cámara y por lo menos la primera superficie; (G) una fuente de potencial eléctrico alterno conectada de manera operativa entre el primer electrodo y el segundo electrodo; (H) medios para controlar el potencial eléctrico o la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno; y (I) medios para medir los cambios en la impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; por lo cual las mediciones de espectroscopia de impedancia eléctrica se pueden hacer entre el primer electrodo y el segundo electrodo antes, durante o después del control de la velocidad de cizallamiento.

De acuerdo con una modalidad preferida de este aparato, la primera superficie es curvada.

Aplicaciones de la Invención Varios fluidos y tensioactivos se utilizan en pozos que pueden cambiar la humectabilidad o el humedecimiento de superficies sólidas pozo abajo.

Esta invención se refiere a téenicas que se pueden utilizar para someter a prueba, bajo condiciones pozo abajo simuladas, el humedecimiento de la superficie, capacidad de limpieza de película u otro efecto de un fluido sobre varias superficies. Esto se puede utilizar, por ejemplo, para someter a prueba y cuantificar la eficiencia de humedecimiento de agua de un fluido que debe ser bombeado dentro de un pozo. Se puede utilizar, por ejemplo, para someter a prueba, bajo condiciones simuladas, el estado humedecido de una superficie pozo abajo después de la exposición a un fluido pozo abajo.

De acuerdo con una modalidad de la invención, una téenica de espectroscopia de impedancia eléctrica se puede utilizar para medir el porcentaje de área de cobertura por agua o, en forma opuesta, el área de cobertura por aceite sobre una superficie bajo condiciones que simulan las condiciones pozo abajo en un pozo. El porcentaje de humedecimiento de la superficie con agua o aceite se puede medir utilizando este método, de manera no invasiva y sin el uso de una inspección visual, o imagenología, o métodos de goniometría que se ha sabido que están asociados con el error y la no-repetibilidad.

En una modalidad, la invención puede ser útil en la determinación de la humectabilidad o el humedecimiento de superficies en pozos, que incluyen las superficies de cuerpos tubulares o una formación subterránea. Esta información se puede utilizar en el diseño de varios servicios de pozos y fluidos de pozos.

En una modalidad, la invención se puede utilizar para diseñar fluidos de pozos tales como fluidos de perforación, fluidos separadores y composiciones de cemento, o para diseñar las condiciones para introducir estos fluidos del pozo en un pozo.

En todavía otra modalidad, la invención se puede utilizar como parte de un trabajo para completar o estimular una zona en un pozo.

Aplicaciones para la Cementación Un ejemplo de una aplicación de la invención es para la cementación. El cemento hidráulico no se une a superficies humedecidas con aceite. La humectabilidad de superficie con agua es de primordial importancia para lograr una buena unión del cemento a un tubo metálico. También es importante lograr una buena unión del cemento a superficies rocosas adyacentes de una formación subterránea. Se puede esperar que la calidad de una unión de cemento a una superficie sea muy buena si se logra 100% de humedecimiento con agua de la superficie.

Los iones de calcio, aluminio y silicio de la suspensión espesa de cemento se acoplan por cargas eléctricas a través de la zona interfacial con iones hidróxido ferroso y férrico sobre la superficie del acero. Los átomos de hierro se acoplan con átomos de oxígeno no balanceados en la pasta de cemento. Esta unión entre los átomos de hierro y grupos hidroxilo en el cemento se describe frecuentemente por un acoplamiento de unión a hidrógeno con un par de electrones que se mantienen en la cuarta órbita exterior del átomo de hierro.

La zona interfacial de cemento-acero es más débil que el volumen del cemento mismo. Las posibilidades incrementadas de pérdida de aislamiento zonal ocurren si el área superficial completa no se une al cemento. Cualquier reducción en el porcentaje de área humedecida con agua incrementa el área no unida, reduciendo de ese modo la resistencia de la unión al cizallamiento de la camisa de cemento y su competencia para aislar zonas.

Los investigadores en el área del cemento y el concreto han reportado previamente que la zona interfacial entre las superficies de concreto y acero es influenciada por el sangrado y el atrapamiento de agua contra la superficie del acero y la disposición menos compacta de partículas pequeñas de cemento que forman una capa adyacente a la superficie de metal. El diámetro de las partículas de cemento está típicamente en el intervalo de aproximadamente 10 a aproximadamente 50 micrómetros. La zona más débil en la zona interfacial de cemento-acero durante el proceso de fraguado está asociada con una zona porosa similar a una pasta. Esta pasta porosa se endurece gradualmente en el curso del proceso de fraguado de suspensión espesa de cemento y está asociada con la formación de hidróxidos ferrosos y férricos que no se unen estrechamente al gel de silicato en la pasta.

Una superficie de metal humedecida con agua permite la formación de una zona interfacial de cemento-acero más fuerte y unida de manera más completa. Similarmente, una superficie rocosa humedecida con agua de una formación subterránea permite la formación de una zona interfacial de cemento-roca más fuerte y unida de manera más completa. Por consiguiente, en una operación de cementación, es importante tratar de cambiar una superficie humedecida con petróleo crudo a una superficie humedecida con agua antes de la colocación de la composición de cemento en la porción de la perforación del pozo que es cementada.

Las Figuras la. Ib y le son ilustraciones de una secuencia de desplazamiento de fluido en una perforación del pozo durante una operación de cementación. Se ilustra un fluido separador 30 que es bombeado dentro de una perforación de un pozo que penetra una formación 10 y hacia abajo a través de un entubado 12 (el cual todavía no ha sido cementado) y luego fuera del extremo inferior del entubado y arriba a través del anillo 14 entre el lado exterior del entubado 12 y el pozo de sondeo de la perforación del pozo. La Figura la ilustra un lodo de perforación 20 inicialmente el anillo 14 de la perforación del pozo alrededor del entubado 12. La Figura Ib ilustra un fluido separador 30 que es bombeado a través del entubado para desplazar el lodo de perforación 20 desde el anillo 14. La Figura le ilustra una composición de cemento 40 (algunas veces referida como una suspensión espesa de cemento) que es bombeada a través del entubado 12 para desplazar el fluido separador 30 y colocada en el anillo 14 para la cementación del entubado 12 en la perforación del pozo que penetra la formación 10. Para sellar el anillo 14 con cemento se requiere una buena unión del cemento entre tanto la pared exterior del entubado 12 como la roca de la formación subterránea 10 del pozo de sondeo.

La Figura 2 es un modelado de ilustración del entremezclado de fluidos entre un fluido del pozo anterior, tal como un lodo de perforación 20, en una perforación del pozo que penetra una formación subterránea 10 y un fluido separador 30 conforme el fluido separador desplaza el lodo de perforación anterior 20, el cual es similar a la etapa ilustrada en la Figura Ib. En la Figura 2, se ilustra el fluido separador 30 que es bombeado dentro del pozo y hacia abajo a través de un entubado 12 (el cual todavía no ha sido cementado) y luego hacia afuera del extremo inferior del entubado y hacia arriba a través del anillo 14 entre el lado exterior del entubado y el pozo de sondeo de la perforación del pozo que penetra la formación subterránea 10. Conforme el fluido separador desplaza el fluido anterior en la perforación del pozo, existe una capa difundida 32 de mezcla y canalización entre el fluido anterior y el fluido separador. La capa difundida 32 incluye mezclas variantes del fluido anterior en el pozo y el fluido separador. La capa difundida 32 es referida algunas veces como fluido separador contaminado. El fluido separador 30 que es bombeado detrás de la capa difundida es referido algunas veces como un fluido separador puro o no contaminado.

La Figura 3 es una representación gráfica de una capa difundida entre un lodo de perforación basado en aceite y un fluido separador basado en agua, en donde a algún grado de mezcla y dependiendo de las composiciones particulares de los fluidos basados en aceite y basados en agua, la fase continua del fluido en la zona del pozo se invierte de basada en aceite a basada en agua.

Se puede utilizar un método de acuerdo con la invención para someter a prueba la efectividad de un fluido separador basado en agua para la remoción de un fluido de perforación basado en aceite y la conversión de superficies pozo abajo humedecidas con agua antes de la colocación de la suspensión espesa de cemento. Este método se puede utilizar para optimizar la dosificación de paquetes de tensioactivos, velocidades de bombeo anular y tiempos de contacto costosos en fluidos separadores en condiciones pozo abajo. Además, el método se puede extender para realizar una verificación de calidad sobre la unión del cemento al tubo después del fraguado del cemento.

Conceptos Eléctricos Fundamentales Un conductor es una sustancia que contiene cargas eléctricas móviles. En los conductores metálicos tales como cobre o aluminio, las partículas cargadas móviles son electrones (véase la conducción eléctrica). Las cargas positivas también pueden ser móviles, tal como el (los) electrolito(s) catiónico(s) de una batería o los protones móviles del conductor de protones de una celda de combustible. En general, el término alambre se refiere a un conductor alargado.

Un aislante es una sustancia no conductora con menos cargas móviles y la cual soporta solo corrientes eléctricas insignificantes.

La resistencia eléctrica de un elemento eléctrico es la oposición al paso de una corriente eléctrica a través de ese elemento; la cantidad inversa es la conductancia eléctrica, la facilidad con la cual pasa una corriente eléctrica. La unidad SI de la resistencia eléctrica es el ohm (W), mientras que la conductancia eléctrica se mide en Siemens (S).

Una sustancia de corte transversal uniforme tiene una resistencia proporcional a su resistividad y longitud e inversamente proporcional a su área transversal. Todas las sustancias muestran alguna resistencia, excepto los superconductores, los cuales tienen una resistencia de cero. La resistencia (R) de un objeto se define como la relación de voltaje a través del mismo con respecto a la corriente a través del mismo, mientras que la conductancia (G) es lo inverso.

La permitividad es una medida de la capacidad de un material para ser polarizado por un campo eléctrico. La constante dieléctrica de un material es la relación de su permitividad con respecto a la permitividad de un vacío. Por lo tanto, la constante dieléctrica también es conocida como la permitividad relativa del material. Más particularmente, en el electromagnetismo, la permitividad absoluta es la medida de la resistencia que se encuentra cuando se forma un campo eléctrico en un medio. En otras palabras, la permitividad es una medida de como un campo eléctrico afecta, y es afectado por, un medio dieléctrico. La permitividad de un medio describe cuanto campo eléctrico (más correctamente, flujo) se "genera" por carga unitaria en ese medio. Existe un menor flujo eléctrico en un medio con una alta permitividad (por carga unitaria) debido a efectos de polarización. La permitividad está relacionada directamente con la susceptibilidad eléctrica, la cual es una medida de que tan fácil un material dieléctrico se polariza en respuesta a un campo eléctrico. De esta manera, la permitividad se refiere a la capacidad de un material para transmitir (o "permitir") un campo eléctrico. En unidades SI, la permitividad e se mide en farads por metro (F/m); la susceptibilidad eléctrica c es adimensional.

La fase continua de un fluido caracteriza la permitividad relativa del fluido en su conjunto.

Capa Doble Eléctrica y Capacitancia Sin ser limitado por teoría alguna, se postula que la producción de una capa doble eléctrica ("EDL", por sus siglas en inglés) ocurre cuando una superficie cargada entra en contacto con un líquido polar o ionizado.

Una capa doble eléctrica es una estructura que se forma sobre la superficie de un objeto cargado cuando se coloca en contacto con un líquido. La capa doble eléctrica es una estructura que describe la variación del potencial eléctrico cerca de una superficie cargada en contacto con un líquido.

La carga de la superficie en el objeto crea un campo electrostático que luego afecta los iones en el volumen del líquido. Este campo electrostático, en combinación con el movimiento térmico de los iones, crea una contracarga, y de esta manera filtra la carga eléctrica de la superficie. La carga eléctrica neta en esta capa difusa de filtración es igual en magnitud a la carga neta de la superficie, pero tiene la polaridad opuesta. Como resultado, la estructura completa es eléctricamente neutra. Algunos de los contraiones pueden adsorberse específicamente cerca de la superficie y pueden construir una sub-capa interior o una comúnmente llamada capa Stern. La Capa Stern es típicamente del intervalo de angstrom debido a la proximidad extrema de los átomos con carga opuesta que coexisten en línea. La parte exterior de la capa de filtración es llamada usualmente la capa difusa. Una capa doble eléctrica en una superficie con carga positiva se ilustra en la Figura 4.

La capa difusa, o por lo menos parte de la misma, puede moverse bajo la influencia de una tensión tangencial. Un plano de deslizamiento separa el fluido móvil del fluido que permanece unido a la superficie. La Figura 5 es una ilustración de una distribución de potencial eléctrico de una capa doble eléctrica con base en el momento dipolar dieléctrico (es decir, longitud de Debye) de las moléculas del medio líquido, que muestra inclusive la región del plano de deslizamiento.

Una capa doble eléctrica se caracteriza frecuentemente por un parámetro llamado la capacitancia de capa doble eléctrica ( "EDLC", por sus siglas en inglés). La capacitancia es una función de la constante dieléctrica del medio líquido presente entre las partículas cargadas en el medio líquido. De esta manera, la distribución de carga en una superficie cargada es diferente para los fluidos polares (tales como fluidos del pozo basados en agua, que incluyen fluidos separadores acuosos y suspensiones espesas de cementación) y fluidos no polares (tales como diesel, áster o los otros aceites base utilizados en fluidos de perforación basados en aceite). Con el propósito de ilustración, si se asume que la constante dieléctrica de fluidos no polares es 20 veces menor que aquella del agua. Por lo tanto, un incremento de 20 veces en la capacitancia se puede esperar en una variación lineal de 100% de humedec imi ento de aceite a 100% de humedecimiento de agua si las capas dobles se modelaron como capacitores ideales en paralelo, manteniendo la constante de electrolito. Esta diferencia en los patrones de distribución de cargas afecta el valor de la capacitancia de capa doble. El incremento del porcentaje de cobertura de la superficie con agua conducirá de ese modo a un incremento en la capacitancia de capa doble. Típicamente, en un metal conductor desnudo sumergido en un electrolito aparecen, aproximadamente, de 10 a 50 microfarad de capacitancia en cada centímetro cuadrado en el electrodo. Un metal conductor desnudo sumergido en un fluido basado en aceite tendría una capacitancia de capa doble eléctrica mucho más baja.

Espectroscopia de Impedancia Eléctrica para Someter a Prueba el Humedecimiento en un Sistema Complejo Los fluidos del pozo y las condiciones de la superficie pozo abajo son sistemas complejos. Con referencia a los fluidos del pozo cargados con partículas sobre superficies irregulares y ásperas, el concepto de un capacitor ideal puede resultar ser insuficiente. La temperatura, concentración iónica, tipos de iones, capas de óxido, especies adsorbentes y aspereza de la superficie influyen en la capacitancia de la capa doble eléctrica. De acuerdo con la invención, éstos son modelados como capacitores que son permeables y que tienen una distribución de corriente no uniforme. Además, cuando una superficie es polarizada, puede causar que la corriente fluya a través de interacciones eléctricas que se inducen para que ocurran en o cerca de la superficie. Estos efectos pueden ser modelados utilizando parámetros conocidos como resistencia a la polarización y resistencia a la transferencia de cargas. Las interacciones eléctricas acompañadas por la transferencia de masas se modelan utilizando un parámetro conocido como Impedancia de Warburg.

De acuerdo con la invención, una combinación de resistores y capacitores se utiliza para modelar la impedancia ofrecida por un sistema. La impedancia ofrecida por el sistema se mide físicamente y el modelado matemático subsecuente se lleva a cabo para calcular los valores de las resistencias y capacitancias de los elementos eléctricos individuales. Estos valores serán una indicación de la plenitud de humedecimiento con agua sobre la superficie.

Un circuito eléctrico se completa con el propósito de medir la impedancia del sistema. Esto se puede realizar al construir un sistema eléctrico con un fluido del pozo del campo petrolero.

En general, un circuito de AC se utiliza para medir la impedancia en un voltaje de perturbación y varias frecuencias.

Las propiedades eléctricas que influyen en la conductancia de cargas o la acumulación asociada con las superficies se pueden modelar adicionalmente con esta téenica para estudiar o simular cambios en el humedecimiento sobre una superficie en un pozo.

De acuerdo con una modalidad para simular condiciones pozo abajo en una superficie metálica, un sistema eléctrico 100 se representa esquemáticamente, en la Figura 6a y la Figura 6b. Como se muestra en la Figura 6a, el sistema eléctrico 100 incluye: un soporte de electrodos o recipiente eléctricamente aislante 110, un primer electrodo 120; un segundo electrodo 130, un electrodo de referencia opcional 140, un motor (el cual no se muestra) para proporcionar una velocidad de rotación W a una estructura 160 para el cizallamiento de un fluido en el recipiente 110, alambres 152 y 154 conectados de manera operativa entre el primer electrodo 120 y el segundo electrodo 130, respectivamente, a un dispositivo de medición de EIS (el cual no se muestra en esta figura).

Este sistema 100 se adapta para simular y medir la formación o remoción de cualquier humedecimiento o recubrimiento o película 170 sobre las superficies de los electrodos 120 o 130 en presencia de un fluido de prueba 180. Los cambios se pueden medir bajo condiciones de cizallamiento aplicadas al fluido de prueba 180 en el sistema 100. La composición del fluido de prueba 180 se puede mantener constante durante un procedimiento de prueba o se puede cambiar continua o intermitentemente mediante la dosificación de otro fluido de prueba que desplaza el fluido original bajo condiciones hidrodinámicas controladas. En general, el sistema y el voltaje aplicado se adaptan de tal manera que el circuito eléctrico sea dirigido a través de los electrodos 120 y 130 a través del fluido de prueba 180. La Figura 6b es una vista superior de la Figura 6a.

Uno o ambos electrodos 120 y 130 se pueden utilizar para simular un material metálico pozo abajo, tal como un cuerpo tubular de acero, las condiciones de prueba de cizallamiento y opcionalmente la temperatura y la presión se pueden adaptar para simular condiciones pozo abajo adyacentes a un material metálico pozo abajo, y el fluido de prueba se puede utilizar para simular un fluido del pozo en una perforación del pozo. En general, el sistema 100 se puede utilizar, como se describe en este documento, para medir cualquier cambio en cualquier humedecimiento o película de la superficie 170 sobre los electrodos de prueba bajo estas condiciones de prueba simuladas y con estos fluidos de prueba.

El sistema 100 se puede utilizar para determinar la remoción de una película o recubrimiento sobre una superficie de electrodo metálico que es necesario que sea retirada bajo el efecto de condiciones de cizallamiento, presión, temperatura y tiempo como se pueden utilizar en la perforación del pozo. En este documento, el recubrimiento puede ser creado deliberadamente al aplicar manualmente un recubrimiento o se puede crear automáticamente durante el proceso de cizallamiento del fluido el cual es responsable de aplicar el recubrimiento en la configuración. En este caso, los contenidos e ingredientes del recubrimiento estarán presentes en el primer fluido. El segundo fluido se utilizará para retirar el recubrimiento.

En un tipo de procedimiento de prueba, por ejemplo, el segundo fluido a granel es vertido en el recipiente del aparato en el caso donde la película de una primera fase líquida se crea primero manualmente.

En otro tipo de procedimiento, por ejemplo, el recubrimiento o película se crea por medio de un primer fluido a granel sobre las superficies bajo el efecto de la presión, temperatura y cizallamiento, y tiempo. El segundo fluido a granel desplaza al primer fluido a granel, preferiblemente bajo condiciones simuladas del pozo como presión, temperatura, cizallamiento y tiempo. Cualquier remoción o limpieza de la película anterior sobre la superficie bajo las condiciones hidrodinámicas controladas se puede medir objetivamente con una espectroscopia de impedancia eléctrica de acuerdo con la invención.

De acuerdo con una modalidad para simular las condiciones pozo abajo en una superficie rocosa, un sistema eléctrico 200 se representa esquemáticamente, en la Figura 7a y la Figura 7b. La Figura 7a es una vista transversal vertical de un aparato eléctrico para medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie sólida dieléctrica, el cual se puede seleccionar, por ejemplo, para simular una superficie rocosa de una formación subterránea. El circuito eléctrico para medir la impedancia eléctrica entre los electrodos del aparato no se muestra en detalle.

Como se muestra en la Figura 7a, el sistema eléctrico 200 incluye: un soporte de electrodos o recipiente aislante 210, un primer electrodo 220, el cual está centrado en un material de la formación localizado concéntricamente 222; segundos electrodos 230a y 230b, los cuales pueden ser los mismos entre sí; un electrodo de referencia opcional 240, un motor (el cual no se muestra) para proporcionar velocidad de rotación W a una estructura 260 para el cizallamiento de un fluido en el recipiente 210, alambres 252 y 254 conectados de manera operativa entre el primer electrodo 220 y los segundos electrodos 230a y 230b a un dispositivo de medición de EIS (el cual no se muestra en esta figura). Se debe entender que dos de los segundos electrodos 230a y 230b no se requieren, sino que preferiblemente, uno de los segundos electrodos sería suficiente, si se desea.

Este sistema 200 está adaptado para simular y medir la formación o remoción de cualquier humedecimiento o recubrimiento o película 270 sobre las superficies del material de la formación 222 en presencia de un fluido de prueba 280. Los cambios se pueden medir bajo condiciones de cizallamiento aplicadas al fluido de prueba 280 en el sistema 200. La composición del fluido de prueba 280 se puede mantener constante durante un procedimiento de prueba o se puede cambiar continua o intermitentemente mediante la dosificación de otro fluido de prueba que desplaza el fluido original bajo condiciones hidrodinámicas controladas. En general, el sistema y el voltaje aplicado se adaptan de tal manera que el circuito eléctrico sea dirigido a través de los electrodos 220 y 230a y 230b a través del fluido de prueba 280. La Figura 7b es una vista superior del aparato mostrado en la Figura 7a, que ilustra la separación aislada de las superficies dieléctricas en la pared del recipiente del aparato.

Naturalmente, se debe entender que la constante dieléctrica del material aislante del recipiente 210 del sistema 200 debe ser más baja que aquella de cualquier fase líquida que se someta a prueba por el humedecimiento sobre la superficie de prueba. Similarmente, se entendería, naturalmente, que la constante dieléctrica del material aislante del recipiente debe ser más baja que aquella del material de la superficie de prueba. Un primer electrodo se coloca en contacto eléctrico con el sólido dieléctrico que se somete a prueba. Este tipo de aparato puede medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie dieléctrica sometida a prueba de una primera fase líquida a una segunda fase líquida ya que un segundo fluido a granel que incluye la segunda fase líquida es recortado en el recipiente del aparato a una velocidad controlada durante un tiempo de contacto controlado. Las superficies sólidas dieléctricas se pueden seleccionar para simular la roca de una formación subterránea en un pozo. La primera fase líquida puede simular una película oleaginosa anterior formada sobre la superficie de la roca. La segunda lata de fluido a granel y las condiciones de cizallamiento y tiempo pueden simular el desplazamiento de la película oleaginosa por un fluido separador.

La Figura 8 es una vista transversal vertical de un aparato electrico alternativo 300 para medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie sólida dieléctrica, el cual se puede seleccionar, por ejemplo, para simular una superficie rocosa de una formación subterránea. Como se ilustra en la Figura 8, en esta modalidad la superficie rocosa está separada axialmente de otro electrodo expuesto a un fluido a granel en la cámara del recipiente.

Como se muestra en la Figura 8, el sistema eléctrico 300 incluye: un soporte o recipiente aislante 310, un primer electrodo 320, el cual está localizado concéntricamente en el fondo de una muestra de material de la formación 322; un segundo electrodo 330 hacia la parte superior del aparato 300, velocidad de rotación W (proporcionada por un motor el cual no se muestra); una pluralidad de alambres que incluyen 352 y 354 del primer electrodo 320 y el segundo electrodo 330 para un dispositivo de medición de EIS (el cual no se muestra); una estructura de cizallamiento 360 que se extiende hacia abajo dentro del recipiente 310; cojinetes cilindricos 362 para la barra de agitación y por lo menos uno, preferiblemente una pluralidad, de anillos tóricos impermeables 390 entre el segundo electrodo 330 y el recipiente.

Este sistema 300 se adapta para simular y medir la formación o remoción de cualquier hu edecimiento o recubrimiento o película 370 sobre las superficies del material de la formación 322 en presencia de un fluido de prueba 380. Los cambios se pueden medir bajo condiciones de cizallamiento aplicadas al fluido de prueba 380 en el sistema 300. La composición del fluido de prueba 380 se puede mantener constante durante un procedimiento de prueba o se puede cambiar continua o intermitente mediante la dosificación de otro fluido de prueba que desplaza el fluido original bajo condiciones hidrodinámicas controladas. En general, el sistema y el voltaje aplicado se adaptan de tal manera que el circuito eléctrico se dirija a través de los electrodos 320 y 330 a través del fluido de prueba 380.

Naturalmente, se debe entender que la constante dieléctrica del material aislante del recipiente 310 del sistema eléctrico 300 debe ser más alta que aquella de cualquier fase líquida que es sometida a prueba por el humedecimiento sobre la superficie de prueba. Este tipo de aparato puede medir el cambio en el humedecimiento de la superficie sobre una superficie dieléctrica sometida a prueba de una primera fase líquida a una segunda fase líquida conforme un segundo fluido a granel que incluye la segunda fase líquida es cizallado en el recipiente del aparato a una velocidad controlada durante un tiempo de contacto controlado. Las superficies sólidas dieléctricas se pueden seleccionar para simular la roca de una formación subterránea en un pozo. La primera fase líquida puede simular una película oleaginosa anterior formada sobre la superficie de la roca. La segunda lata de fluido a granel y las condiciones de cizallamiento y tiempo pueden simular el desplazamiento de la película oleaginosa por un fluido separador.

Las Figuras 9a y 9b son vistas transversales verticales que ilustran una modalidad que representa las mediciones eléctricas directas en un pozo, la cual se puede utilizar, por ejemplo, durante las operaciones de bombeo en tiempo real para determinar cualquier cambio en humedecimiento de una superficie tubular pozo abajo durante una operación del pozo tal como la cementación. La Figura 9a es una vista transversal vertical de una porción de un cuerpo tubular metálico, tal como un entubado, colocado en una perforación del pozo. La Figura 9b es una vista en detalle de un dispositivo de sonda eléctrica asociado con una porción del entubado en la perforación del pozo. De acuerdo con esta modalidad de la invención, una medición del humedecimiento de la superficie de un material de muestra metálico que es similar a un material de entubado en el pozo se puede obtener situado directamente en el ambiente pozo abajo.

Como se muestra en la Figura 9a, el sistema 400 de esta modalidad incluye: un pozo que penetra una formación 10, un cuerpo tubular metálico, tal como un entubado 12, colocado en la perforación del pozo, el cual forma un anillo 14 entre el lado exterior del entubado y la perforación del pozo. De manera similar a la ilustración de la situación mostrada en la Figura 2, se muestra un lodo de perforación 20 que es desplazado por un fluido separador 30, el cual durante el desplazamiento forma una capa difundida 32 y una capa de fluido separador contaminado 34. En esta modalidad, existe una zona de interés de cementado, es decir, una zona para la cual se desea una buena colocación y unión de cemento a la superficie metálica del entubado 12. Uno o más dispositivos de sonda eléctrica, tales como los dispositivos de sonda 401a y 401b, se despliegan de manera operativa adyacentes a una porción del entubado en o cerca de la zona de interés de cementación, por ejemplo, en la posición Zona 1 o la posición Zona 2. Como se muestra en la Figura 9a, los alambres aislados eléctricamente 452 y 454 se extienden pozo arriba hasta la superficie de cada uno de los dispositivos de sonda 401a y 401b.

La Figura 9b es una ilustración del dispositivo de sonda eléctrica 401a. El dispositivo de sonda eléctrica 401b puede ser sustancialmente similar al dispositivo de sonda eléctrica 401a. Puede ser para la redundancia de medición o para hacer mediciones a lo largo de más de una posición en la zona de interés de cementación.

El dispositivo de sonda eléctrica 401a debe estar aislado eléctricamente del entubado metálico 12, sin embargo, con el fin de evitar una ruta de circuito indeseada. Por consiguiente, en esta modalidad, el dispositivo de sonda 401a incluye un manguito aislante eléctricamente 410 para aislar un primer electrodo 420 y segundo electrodo 430 del entubado metálico 12 y para soportar el primer electrodo y el segundo electrodo separados entre sí en el anillo 14. El primer electrodo 420 y el segundo electrodo 430 están conectados de manera operativa a un dispositivo de medición de EIS en la superficie a través de alambres eléctricos aislados 452 y 454. Se debe entender que, naturalmente, que la constante dieléctrica del manguito aislante 410 debe ser más baja que aquella de cualquier fase líquida que es sometida a prueba por el humedecimiento sobre cualquiera del primer electrodo 420 o el segundo electrodo 430 en el pozo. La medición del humedecimiento sobre el primer electrodo o el segundo electrodo con EIS se puede utilizar para determinar el humedecimiento sobre el entubado adyacente.

Alambre Eléctrico y Electrodos El alambre eléctrico se refiere a un conductor metálico alargado que está cubierto con un material eléctricamente aislante. Un alambre eléctrico se utiliza para transmitir electricidad.

Un electrodo es un conductor eléctrico metálico utilizado para hacer contacto con una parte no metálica de un circuito (por ejemplo, un semiconductor, un electrolito o un vacío).

Un primer electrodo se utiliza en conjunción con un segundo electrodo. Además, algunas veces un electrodo de referencia se utiliza en un sistema de tres electrodos.

El primer electrodo puede ser un electrodo en un sistema eléctrico en el cual está ocurriendo el cambio de interés. En un sistema de dos electrodos, se aplica ya sea una corriente o potencial conocido entre el primer electrodo y el segundo electrodo y la otra variable se puede medir.

Cuando se utiliza una celda de tres electrodos, el primer electrodo o el segundo electrodo, junto con el electrodo de referencia, proporciona un circuito sobre el cual ya sea se aplica o se mide una corriente. Esta configuración permite que el potencial del primer electrodo o el segundo electrodo sea medida contra un electrodo de referencia conocido sin comprometer la estabilidad del electrodo de referencia al pasar corriente sobre el mismo.

En la medición con el propósito de determinar los cambios en una capa o película doble eléctrica sobre una superficie, el sistema eléctrico es operado a una corriente o potencial debajo de aquel que causaría una reacción de redox en la especie química presente en el sistema.

Selección del Primer Electrodo para la Superficie Pozo Abajo que es Simulada El primer electrodo se hace preferiblemente del mismo material metálico que un material pozo abajo, tal como un cuerpo tubular de metal, para el cual se debe simular y determinar cualquier cambio de humectabilidad o humedecimiento del agua. La superficie del primer electrodo se puede modificar mediante la rugosificación, pulimentación, depósitos con restos de laminado, etcétera, o puede ser una pieza corroída del material, dependiendo de la condición del cuerpo tubular pozo abajo que es simulado. El primer electrodo se puede hacer inicialmente humedecido con agua o humedecido con aceite como se desee, para simular la condición de una superficie pozo abajo.

Selección del Segundo Electrodo El segundo electrodo puede ser el mismo que el primer electrodo, caso en el cual la estandarización en el método experimental depende de que el primer electrodo y el segundo electrodo sean labrados de la misma pieza de materia prima para asegurar las mismas características promediadas en ambos electrodos. Alternativamente, el segundo electrodo se puede hacer de un material conductor no corrosivo, tal como platino o grafito, como material estándar. Para la capacidad de comparar entre laboratorios y compañías, sería preferible utilizar materiales estándar como el contraelectrodo y tener la opción de utilizar materiales específicos del pozo si se desea. Utilizando electrodos estándar de platino o grafito como el contraelectrodo se eliminaría la necesidad de cambiar ambos electrodos para someter a prueba diferentes materiales.

Preferiblemente, el área superficial, la relación dimensional y la relación de superficie con respecto al volumen de cada uno del primer electrodo y el segundo electrodo son tan cercanas como sea práctico entre sí para la simetría en el sistema de prueba eléctrico.

Electrodo de Referencia Opcional Preferiblemente, un electrodo de referencia se monta en el sistema eléctrico en proximidad estrecha al primer electrodo. Un electrodo de referencia es un electrodo que tiene un potencial de electrodo estable y bien conocido. El propósito del electrodo de referencia es asegurar que el potencial del primer electrodo permanezca constante con respecto a la tierra. Este sistema es análogo a un sistema de potenciostato de 3 puntos.

El electrodo de referencia puede ser, por ejemplo, un electrodo de cloruro de mercurio estándar o un electrodo de Ag en solución de AgCl.

Selección del Fluido a Granel de Prueba El fluido a granel de prueba se puede seleccionar para simular un fluido del pozo o un fluido pozo abajo.

Por ejemplo, cuando un fluido separador basado en agua se utiliza para desplazar un fluido de perforación basado en aceite (también conocido como un lodo de perforación basado en aceite) en el anillo antes de bombear cemento, se puede observar claramente un gradiente de concentración en la zona interfacial del fluido separador y el fluido de perforación. Este gradiente de concentración es debido a la masa y el transporte de momento debido a las diferencias en densidades y reologías de los fluidos de límite y es mejor conocido en la industria por diversos nombres, tal como intermezclado, canalización y digitalizacion.

Un paquete de tensioactivos de uno o más productos químicos tensioactivos se incluye usualmente en el fluido separador basado en agua para hacer una emulsión externa al agua, estable cuando el fluido basado en agua se mezcla con un fluido basado en aceite, tal como un lodo de perforación basado en aceite. El paquete de tensioactivos puede incluir, por ejemplo, una combinación de: (a) un tensioactivo soluble en aceite; (b) un tensioactivo soluble en agua; y (c) un emulsionante. Se cree que los tensioactivos hacen que la emulsión sea externa en agua e interna en aceite.

Las personas expertas en el campo del diseño de trabajos de cemento apreciarían que lograr superficies humedecidas con agua pozo abajo es una interrelación entre las concentraciones de tensioactivos y volúmenes de contacto y concentraciones. Una relación en volumen inicial de separador/lodo necesita ser fijada y la optimización del paquete de tensioactivos se lleva a cabo en esa relación fija. Si una optimización del paquete de tensioactivos se planea en una concentración de separador/lodo 25/75, obviamente se necesitará más tensioactivo para hacer una emulsión externa en agua estable. Si se planea en una concentración de separador/lodo 75/25, no se deja atrás suficiente separador de humedecimiento con agua por completo para llevar a cabo la operación de limpieza.

Los métodos previos plantean la optimización del paquete de tensioactivos mediante la prueba para lograr una conductividad en volumen completa en la emulsión. Cuando la conductividad en volumen de la emulsión permanece constante en todas las velocidades de cizallamiento e iguala aquella del fluido separador basado en agua puro, se concluyó que la emulsión era una emulsión estable y no se invertiría nuevamente para volverse inestable. Esto mide la resistividad en volumen de la solución en solo una frecuencia individual, típicamente 50 Hz o 60 Hz, independientemente de la frecuencia que esté disponible localmente. Esto solo proporciona información sobre la conductividad de la solución sola, pero no proporciona ninguna información acerca de fenómenos interfaciales.

La combinación de dos fases en el volumen de un sistema de fluidos bajo el efecto del cizallamiento no completa la limpieza en las superficies. Para el diseño correcto de parámetro operativos y sistemas de fluidos que satisfacen el intento de diseño para lograr un humedecimiento completo de la superficie, es crucial simular las velocidades de cizallamiento en volumen y las velocidades de cizallamiento de la pared en una configuración experimental a escala de laboratorio o por vía de una prueba piloto que es nominalmente equivalente a las velocidades de cizallamiento que se espera sean experimentadas pozo abajo.

La tensión interfacial de las fases de aceite-agua es reducida por los agentes tensoactivos adecuados bajo cizallamiento lo cual causa que la emulsión sea invertida, cambiando de ese modo la fase externa continua de aceite a agua o viceversa. La Declaración Reglamentaria de Invención de los Estados Unidos H1932, con fecha del 2 de Enero de 2001, titulada "Wettability and Fluid Displacement in a ell" la cual se incorpora en este documento a manera de referencia en su totalidad, plantea métodos y aparatos utilizados para medir estos fenómenos al medir una propiedad relacionada con la conductividad eléctrica de la emulsión durante el proceso de inversión. Un cambio drástico en la conductividad eléctrica se observa cuando ocurre la inversión. El aparato consiste de una jarra mezcladora con una cuchilla en el fondo y electrodos que están construidos en la jarra para medir la conductividad eléctrica. Sin embargo, las deficiencias de esa descripción incluyen: (1) los perfiles de velocidad de cizallamiento y distribución no son similares a la perforación del pozo; (2) las velocidades de cizallamiento no son cuantificables; (3) la resolución del aparato no es suficientemente fina para capturar las diferencias en la conductividad con un porcentaje variante de humedecimiento con agua en los electrodos; (4) los electrodos son contactos macho que tienen un área superficial muy baja en comparación con la geometría de mezcla; (5) la propiedad que es medida es una propiedad en volumen y no una propiedad de superficie; y (6) las superficies de la formación no son simuladas adecuadamente debido a que solo pequeños contactos de metal actúan como electrodos.

Por ejemplo, un problema con la US H1932 es que aunque hay dos electrodos en la taza de prueba que están aislados de la taza, la taza está hecha de metal. De modo que para este sistema, si existe un humedecimiento con agua de una porción del sello (o el sello completo detrás del electrodo), la ruta de menor resistencia eléctrica no es a través de los fluidos al otro electrodo, sino solo aproximadamente 0.15 cm (1/16 pulgada) del electrodo al recipiente mezclador de metal, alrededor del recipiente de metal al segundo electrodo y luego aproximadamente 0.15 cm (1/16 pulgada) al segundo electrodo. En un sistema de acuerdo con la presente invención, los electrodos son más grandes y están aislados completamente de la taza de modo que no puede haber una ruta entre la taza y los electrodos. La conductancia (resistencia) del fluido entre los electrodos, con mediciones de impedancia adicionales, se utiliza para medir la cantidad del electrodo que es o tiene que humedecerse con agua.

Sin embargo, se nota ocasionalmente que aún cuando se logra la conductividad en volumen completa, los parches de película no acuosa aún están presentes sobre las paredes de la mezcladora que se utiliza para llevar a cabo los experimentos de conductividad en volumen. La Publicación de Patente de los Estados Unidos No.2011/0005310, publicada el 13 de Enero de 2011, titulada "Methods for Contacting a Surface with a Fluid Containing a Marker to Determine the Wettability of the Surface", la cual se incorpora en este documento a manera de referencia en su totalidad, da a conocer un método de inspección visual basado en un tinte para estudiar cualitativamente el humedecimiento de la superficie. Ellos demostraron la transición de una condición parcialmente humedecida con agua a una condición completamente humedecida con agua sobre la superficie al incrementar la concentración del paquete de tensioactivos. Desafortunadamente, los porcentajes de humedecimiento de la superficie no son fáciles de medir. También se ha observado que aunque se logra un humedecimiento con agua a granel para una composición particular en esta configuración, existen partículas de película no acuosa sobre la superficie de la jarra. Por otra parte, es bien sabido a partir de la bibliografía que la humectabilidad de la superficie depende de la aspereza, carga eléctrica y reactividad de la superficie en cuestión. Esta patente muestra la aparición de una película no acuosa y describe una téenica de imagenología visual para cuantificar la misma. Los desafíos asociados con la imagenología visual incluyen: (1) pobre repetibilidad; (2) error del operador asociado con la imagenología y la fotosensibilidad; (3) propiedades de tintes/marcadores que pueden interferir con la reactividad química del sistema; (4) dificultad en la realización bajo condiciones de Alta Presión y Alta Temperatura ( "HPHT", por sus siglas en inglés); (5) dificultad con la imagenología mientras que es in situ debido a la presencia de fluidos sucios o cargados con partículas; (6) dificultad con la creación de imágenes sobre superficies que están curvadas; y (7) valores de velocidad de cizallamiento no objetivos y cuantificables.

De acuerdo con la presente invención, se proporcionan métodos y aparatos que superan los desafíos asociados con técnicas existentes que incluyen: (1) cizallamiento cuantificable; (2) condiciones de HPHT; (3) funcionalidad con fluidos sucios o cargados con partículas; (4) capacidad para estudiar el efecto del tiempo de contacto; (5) capacidad adicional para estudiar cuanta tensión de cizallamiento de la pared se necesita para superar los efectos de tensión superficial/cohesión/adhesión asociados con las películas superficiales no polares, Estos descubrimientos entonces se pueden aplicar a un diseño de trabajo para determinar propiedades de fluidos y parámetros operativos como velocidades de bombeo y tiempos de contacto.

Para reproducir las condiciones pozo abajo y para llevar a cabo una prueba significativa, es necesario que se fije primero una relación de concentración y por lo tanto, se seleccione el electrolito que sea una mezcla de un fluido del pozo basado en aceite y un fluido del pozo basado en agua en la concentración deseada. El fluido del pozo basado en agua puede tener una concentración conocida de paquete de tensioactivos ya mezclado previamente.

Un recubrimiento (capa de lodo basado en aceite, torta de filtro, recubrimiento de silicato, etcétera) cuyas propiedades dieléctricas son diferentes de aquellas del fluido utilizado (fluido inversor o separador) para limpiar el recubrimiento puede aplicarse previamente y el electrolito puede ser el fluido inversor o separador no contaminado, puro para simular el comportamiento de flujo en el anillo bajo la capa difusa. Las Figuras 6a-6b, 7a-7b, 8 y 9a-9b muestran una representación esquemática de varios sistemas eléctricos donde una película se puede aplicar a una superficie y es sujetada al cizallamiento por otro fluido a granel con el propósito de medir los cambios en el humedecimiento sobre la superficie.

Alternativamente, el fluido que es responsable de crear el recubrimiento (lodo de perforación) puede ser reemplazado completamente por un fluido de lavado, separador o inversor mientras que atraviesa un proceso opcional que consiste en generar mezclas homogéneas con una variación creciente en las relaciones volumétricas entre ambos fluidos. Las propiedades eléctricas asociadas con esta configuración se pueden supervisar para entender el desplazamiento y la dinámica de la remoción del recubrimiento. Las Figuras 6a-6b, 7a-7b, 8 y 9a-9b muestran la representación esquemática de sistemas eléctricos donde el material no acuoso será desplazado por un fluido de lavado/separador/inversor de humedecimiento con agua, mientras que se facilita la aplicación de cizallamiento y medición de impedancia simultáneamente.

Espectroscopia de Impedancia y Modelado Una diferencia de potencial eléctrico de corriente alterna se aplica entre el primer electrodo y el segundo electrodo y se mide la corriente alterna que fluye entre los mismos. La diferencia de potencial necesita ser por lo menos suficiente para formar un circuito eléctrico mesurable a través de un fluido entre el primer electrodo y el segundo electrodo.

La relación del voltaje con respecto a la corriente alterna que fluye a través del primer electrodo y el segundo electrodo se denomina como impedancia. A diferencia de la resistencia, la cual es un cociente lineal simple entre voltaje y corriente, la impedancia es un número complejo.

Cuando este voltaje es de naturaleza alternante, y se aplica a varias frecuencias en el intervalo de 1 microHertz a 1 gigaHertz, y las respuestas de corriente a esas frecuencias se miden en las frecuencias respectivas, las impedancias pueden calcularse en el dominio de frecuencia para proporcionar información crucial acerca de procesos en volumen, interfaciales y electro-cinéticos en el sistema.

La impedancia se mide utilizando una respuesta de señal pseudo-lineal o pequeña. En un sistema pseudo-lineal, la respuesta de corriente a un potencial sinusoidal será una señal sinusoidal similar en la misma frecuencia, pero con un retardo en fase como se muestra en la Figura 10.

El potencial de excitación es la forma de la Ecuación 2: V = Vosin ( w t) Ec . 2 donde Vo está típicamente en el intervalo de aproximadamente 1 mV - 100 mV para hacerlo un sistema pseudo-lineal.

Luego, la señal de respuesta de corriente es de la forma de la Ecuación 3: I = Io8Ín ((Ot+<p) Ec. 3 La impedancia de la señal se puede calcular de manera análoga a la lcy de Ohm como la Ecuación 4: Z = V/I = V0sin ((Ot) /losin (Ot + f) = Zo sin ((Ot) /sin ((Ot + <p) Ec.4 Esto se transforma frecuentemente en el dominio de frecuencia para representar una forma de número complejo y se representa en la Ecuación 5.

Z (ú) = Zo exp (jq>) = Zo (eos f + j sin f ) Ec. 5 El número complej o Z e stá compuesto de una parte real y una parte imaginari a . Una repre sentac ión de l a parte imaginari a representada gráf icamente en el ej e y contra la parte real del eje x, es denominada un diagrama de Nyquist .

Los diagramas de Bode representan una variación de | Z | y f como una función de O.

Estos diagramas pueden analizarse en terminos de un modelo de circuito equivalente y los parámetros de modelo se ajustan utilizando técnicas de Regresión No Lineal . La suposición inicial del modelo aplicable más cercano y los valores de la capacitancia y la resistencia contribuidos por elementos individuales en el sistema (electrolito, electrodo y conexiones auxiliares) se pueden inferir a partir de la configuración e inflexiones en los diagramas de Nyquist y Bode.

De acuerdo con la invención, una técnica de espectroscopia de i pedancia se aplica para modelar la hu ectábilidad o humedec imiento de una superficie de metal , se puede realizar por ej emplo como se ilustra en los modelos de circuitos mostrados en la Figura 11 y la Figura 12 , donde el sistema incluye resistencia en volumen de solución, capacitancia de capa no polar, resistencia a la polarización, resistencia a la transferencia de cargas y capacitancia de capa doble entre la superficie del primer electrodo y el segundo electrodo. Dependiendo del escenario físico, uno de muchos de esos elementos de circuito puede faltar en el modelo de circuito equivalente que ajusta mejor los datos de impedancia.

Por ejemplo, el mejor circuito equivalente de ajuste puede ser un modelo de circuito Modelo de Pintura Fallida (FP) como se muestra en la Figura 11 o un modelo de circuito Elemento de Fase Constante con Difusión ("CPED") como se muestra en la Figura 12.

Desde el punto de vista teórico, conforme la película no acuosa es limpiada de la superficie de los electrodos, se espera que el valor de la capa doble ascienda y los otros componentes como la resistencia a la transferencia de cargas o resistencia a la polarización desciendan. Por ejemplo, si el circuito equivalente del mejor ajuste es el modelo Modelo de Pintura Fallida ("FP"), entonces los diagramas de Nyquist y Bode se muestran en la Figura 13 y la Figura 14, respectivamente, representando casos de antes y después del cambio de una superficie humedecida con aceite a una superficie humedecida con agua.

Un ejemplo de un diagrama de Nyquist de acuerdo con un modelo de CPED antes y después del humedecimiento se muestra en la Figura 15. Experimentalmente, una variación similar del diagrama de Nyquist se observa para la superficie fraccional variante cubierta con una película no acuosa ( "NAF"), como se muestra en la Figura 16. Un ejemplo de un diagrama de magnitud de Bode de acuerdo con un modelo de CPED antes y después del humedecimiento con agua se muestra en la Figura 17. Experimentalmente, una variación similar del diagrama de magnitud de Bode se observa para la superficie fraccional variante cubierta con una película no acuosa ("NAF"), como se muestra en la Figura 18.

Se puede observar a partir de la Figura 16 y la Figura 18 que, conforme incrementa el porcentaje de cobertura de la película no acuosa, la magnitud de impedancia incrementó proporcionalmente. Además, se detecta que el modelo de CPED ajusta los datos a través del modelado de EIS y la capacitancia de capa doble, obtenida del análisis, disminuyó linealmente conforme se incrementa el porcentaje de cobertura de película no acuosa.

Conforme incrementa la fracción de la superficie de electrodo que es revestida con una película sin humedecimiento con agua, se espera que la lectura de capacitancia mostrada por el medidor de LCR se reduzca linealmente debido a que la capacitancia de capa doble es un fenómeno superficial, el cual ocurre en superficies cargadas en contacto con zonas interfaciales conductoras.

Las siguientes dos combinaciones de película no acuosa y electrolito se estudiaron de la manera descrita anteriormente: (a) grasa como película y solución de agua salada como electrolito, como se muestra en la Figura 19; (b) lodo basado en aceite como película y solución de agua salada como electrolito, como se muestra en la Figura 20. La capacitancia medida se representa gráficamente como una función del porcentaje de cobertura de película no acuosa sobre el electrodo. Se detecta que las tres combinaciones anteriores siguen una tendencia lineal, todas tienen un ajuste de mínimos cuadrados (R2) mejor que 0.99, como se muestra en las Figuras 19-20.

Esto muestra que la capacitancia se puede utilizar como una medida indirecta de la humectabilidad o humedecimiento de la superficie.

Para dar cuenta de los efectos no ideales, la combinación de resistencia a la transferencia de cargas y capacitancia de capa doble se puede modelar utilizando un elemento de fase constante («) siguiendo la Ecuación 6: Z!(w)=- R„.

Ec. 6 l + (joiRaCB)a Con el incremento en el humedecimiento de la superficie con agua, cuando se utiliza este modelo, se espera que los valores de capacitancia de capa doble y capacitancia utilizada para modelar la capa no polar incrementarán abruptamente debido al incremento de la eficiencia de polarización y aparición de cargas opuestas cerca del electrodo. Se espera que el valor de resistencia a la polarización y resistencia a la transferencia de cargas disminuya abruptamente.

Se espera que el valor de la resistividad en volumen de solución permanezca constante desde el punto en que cualquier mezcla de un fluido basado en agua y un fluido basado en aceite forma una emulsión que se vuelve completamente externa en agua mientras que otros parámetros cambian durante el curso de la operación de humedecimiento de la superficie. Si el electrolito se cambia al formar mezclas con niveles de concentración crecientes durante el proceso de desplazamiento de un fluido por otro, se espera que todos los parámetros cambien - por lo tanto es necesario que un "experimento de control" se lleve a cabo para determinar los parámetros eléctricos de un sistema sin recubrimiento y fluido puro en su lugar. Los valores obtenidos durante el curso de los experimentos entonces necesitarán ser comparados con el experimento de control con el propósito de determinar si se ha logrado una superficie completamente húmeda con un fluido del pozo. Se debe entender que el fluido del pozo puede ser, por ejemplo, un fluido de lavado puro, un fluido inversor, un fluido separador o una composición de cemento principal.

La magnitud de la frecuencia se relaciona directamente con la escala de tiempo de especies y transporte de cargas. Como un ejemplo, el transporte en volumen de masa y carga corresponde a escalas de tiempo de 106 segundos y por lo tanto se deduce en frecuencias altas. Se puede observar que la corrosión, la cual es un proceso "a largo plazo", se puede predecir en frecuencias bajas que corresponden a escalas de tiempo del orden de 1000 segundos.

Por ejemplo, cuando la téenica se utiliza con un electrolito de suspensión espesa de cemento, la respuesta de alta frecuencia (kHz-MHz) se puede utilizar para deducir conclusiones acerca de los parámetros en volumen como conductividad, difusividad y permeabilidad en volumen de la pasta de cemento. Los datos de frecuencia intermedia (Hz-kHz) se pueden analizar para proporcionar información acerca de la naturaleza de la zona interfacial cercana y la formación de cualquier capa difusa porosa (película de óxido/carbonato, etcétera) sobre el primer electrodo. La respuesta de baja frecuencia (mHz-Hz) proporciona información sobre el comportamiento pasivo del acero y las reacciones electro-cinéticas relacionadas con la corrosión.

La Figura 21 es una gráfica de la capacitancia de capa doble deducida contra el porcentaje de cobertura de varias combinaciones diferentes de películas no acuosas en fluidos a granel basados en agua de mediciones eléctricas en una celda eléctrica que utiliza un primer electrodo y un segundo electrodo idénticos.

En una clase similar del sistema que se muestra en la Figura 6a, un bloque cilindrico de nilón se labra en una configuración tubular y dos electrodos se incorporan en el lado interior del mismo. Un fluido separador se vierte dentro del bloque de nilón y se recolectan datos de impedancia. El fluido separador se retira y el bloque de nilón se limpia. Una capa de película no acuosa se coloca sobre los electrodos y antes de llenar el bloque de nilón con fluido separador fresco y los datos de impedancia se recolectan. La recolección de datos de impedancia se repite, después de intervalos regulares de cizallamiento (aplicado utilizando una barra cilindrica insertada en el fluido y haciéndola girar mediante el uso de un motor).

La Figura 22 muestra diagramas de magnitud de Bode en diferentes duraciones de cizallamiento para la medición del efecto del tiempo de contacto con una concentración de tensioactivo de 0.19 lt/bbl (0.05 gal/bbl) en un fluido separador a granel acuoso, donde el tensioactivo es una mezcla equiproporcional de tensioactivos que incluyen sulfato de éter alcohólico, un nonilfenol no iónico de equilibrio hidrolípico bajo y un nonilfenol no iónico de equilibrio hidrolípico alto, después de seguir los pasos que consisten en: (1) colocar un fluido separador en la celda de prueba y tomar una medición de EIS; (2) iniciar a partir de un estado donde los electrodos son revestidos con una película no acuosa y la celda de prueba es llenada con el fluido separador sin cizallamiento y tomar mediciones de EIS; y (3) el cizallamiento se aplica al hacer girar una plomada cilindrica a 900 RPM en una configuración similar a aquella mostrada en las Figuras 6a y 6b y los datos de EIS se registran en tiempos intermitentes de incrementos de 1 minuto desde 1 minuto hasta 7 minutos.

Se observa en la Figura 22 que conforme continúa el proceso de cizallamiento, los datos de impedancia se aproximaron a aquellos de un sistema donde no existe una película no acuosa. Esta es evidencia adicional que muestra que esta téenica se puede utilizar para medir la humectabilidad o humedecimiento de la superficie. Se prevé tomar estos experimentos para el siguiente nivel al simular el cizallamiento en condiciones ambientales y en condiciones de alta presión y alta temperatura para simular las condiciones pozo abajo en un pozo.

La Figura 23 muestra diagramas de magnitud de Bode para el experimento mostrado en la Figura 22 repetido con una concentración de tensioactivo de 0.38 lt/bbl (0.1 gal/bbl).

La Figura 24 muestra diagramas de magnitud de Bode para el Experimento mostrado en la Figura 22 repetido con una concentración de tensioactivo de 0.76 lt/bbl (0.2 gal/bbl), en tiempos intermitentes de incrementos de 1 minuto desde 1 minuto hasta 3 minutos.

La Figura 25 muestra diagramas de magnitud de Bode experimentales que muestran el efecto de las velocidades de cizallamiento después de seguir los pasos que consisten en: (1) colocar fluido separador puro en la celda de prueba y tomar una medición de EIS; (2) iniciar desde un estado donde los electrodos están revestidos con una película no acuosa y la celda de prueba es llenada con el fluido separador sin cizallamiento y tomar mediciones de EIS; y (3) el cizallamiento se aplica al hacer girar una plomada cilindrica durante 60 segundos a diferentes REMs de 900 RPM, 1200 REM y 1250 REM en una configuración similar al aparato ilustrado en las Figuras 6a y 6b y los datos de EIS se registran en 1 minuto.

For lo tanto, se cree que la espectroscopia de impedancia se puede aplicar como una téenica para obtener información acerca de la zona interfacial y los efectos electro-cinéticos. Se cree que esta técnica puede extenderse para estudiar la respuesta dieléctrica de superficies y formaciones porosas y conductoras.

Modalidades Adicionales de los Métodos y Aparatos De acuerdo con una modalidad de la invención, se proporciona un método, en donde el método incluye los pasos que consisten en: (A) seleccionar un material de prueba para una superficie que es humedecida; (B) seleccionar un fluido a granel de prueba; (C) someter a prueba un sistema del material de prueba y el fluido a granel de prueba con espectroscopia de impedancia para determinar la humectabilidad o humedecimiento de la superficie del material de prueba con el fluido a granel de prueba bajo condiciones que simulan las condiciones pozo abajo del pozo.

La prueba se puede conducir en cualquier ubicación conveniente, que incluye en un laboratorio distante o en el campo en o cerca del sitio del pozo.

Más particularmente de acuerdo con una modalidad preferida de la invención, se proporciona un método que incluye los pasos que consisten en: (A) obtener o proporcionar un aparato que comprende: (i) un recipiente que forma una cámara; (ii) una primera superficie expuesta a o en la cámara, en donde la primera superficie es de: (a) un primer electrodo, o (b) un primer material sólido dieléctrico en contacto con el primer electrodo; (iii) una segunda superficie expuesta a o en la cámara, en donde la segunda superficie es de: (a) un segundo electrodo, o (b) un segundo material sólido dieléctrico en contacto con el segundo electrodo; en donde la primera superficie está aislada eléctricamente de la segunda superficie; (B) humedecer por lo menos la primera superficie con una primera fase líquida de un primer fluido a granel; (C) después del paso de humedecimiento, introducir un segundo fluido a granel dentro de la cámara, en donde el segundo fluido a granel comprende una segunda fase líquida y en donde la segunda fase líquida es inmiscible con la primera fase líquida; (D) aplicar un segundo cizalla iento entre el segundo fluido a granel en la cámara y por lo menos la primera superficie; y (E) hacer una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo.

De acuerdo con otra modalidad preferida de este método, éste incluye los pasos que consisten en: antes del paso de aplicación del cizallamiento, hacer una primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; durante o después del paso de aplicación del cizallamiento, hacer una segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; comparar la primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica con la segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica; y con base en el paso de comparación, deducir cualquier cambio en el humedecimiento de la primera superficie. Preferiblemente, el paso de deducción comprende asumir un modelo de circuito eléctrico equivalente que coincide con cambios de impedancia experimentales utilizando téenicas de regresión no lineal.

De acuerdo con la modalidad actualmente más preferida, el paso de toma de una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica incluye: conectar de manera operativa una fuente de potencial eléctrico alterno entre el primer electrodo y el segundo electrodo; mientras que se conecta de manera operativa al primer electrodo y al segundo electrodo, variar el potencial eléctrico o la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno; y mientras se varía el potencial eléctrico o la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno, medir la impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo para obtener una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica.

De acuerdo con todavía otra modalidad de este método, el método incluye adicionalmente el paso que consiste en: diseñar una composición de un primer fluido del pozo o condiciones para introducir el primer fluido del pozo en un pozo para lograr un cambio en el humedecimiento de una superficie pozo abajo en el pozo.

De acuerdo con una modalidad adicional del método anterior, el método incluye adicionalmente el paso que consiste en: introducir el primer fluido del pozo en el pozo, en donde el fluido del pozo y las condiciones de introducción se diseñan para lograr el cambio deseado en el humedecimiento de una superficie pozo abajo en el pozo.

De acuerdo con una modalidad adicional del método anterior, el método incluye adicionalmente el paso que consiste en: después de la introducción del primer fluido del pozo en el pozo, introducir un segundo fluido del pozo en el pozo para alcanzar la superficie pozo abajo en el pozo.

De acuerdo con una modalidad, el aparato del método incluye un electrodo de referencia y el método incluye el paso que consiste en conectar de manera operativa la fuente de potencial eléctrico alterno al electrodo de referencia.

En una modalidad, la cámara es cilindrica. En otra modalidad, la primera superficie es curvada. Preferiblemente, la geometría de la cámara y la primera superficie simulan la geometría de una superficie en un pozo.

En una modalidad, la primera superficie es humedecible con aceite. En otra modalidad, la primera superficie es humedecible con agua. La primera superficie puede ser tanto humedecible con aceite como humedecible con agua, de tal manera que el humedecimiento con uno impide la humectabilidad de la superficie con el otro.

En una modalidad, la primera superficie es del primer electrodo y el primer electrodo se selecciona para que sea del mismo material que el cuerpo tubular metálico utilizado en un pozo.

En otra modalidad, la primera superficie es del primer material sólido dieléctrico y en donde el primer material sólido dieléctrico comprende una hojuela de filtro, un material polimérico o cualquier combinación de los mismos. En todavía otra modalidad, la primera superficie es del primer material sólido dieléctrico y el primer material sólido dieléctrico comprende un material rocoso. El material rocoso puede ser o puede comprender una roca sedimentaria. Preferiblemente, el material rocoso se selecciona para simular una formación subterránea pozo abajo en un pozo. En esta modalidad, la roca puede estar saturada con el primer fluido en fase líquida. Esta se podría utilizar, por ejemplo, para simular una superficie rocosa en un pozo que es humedecida con esta fase líquida.

Se debe entender que un material de la primera superficie puede ser diferente de un material de la segunda superficie. Por ejemplo, la primera superficie puede ser del primer material sólido dieléctrico y la segunda superficie puede ser del segundo electrodo. También se debe entender que un material de la primera superficie puede ser el mismo que el material de la segunda superficie. En otra modalidad, la segunda superficie es del segundo material sólido dieléctrico y el segundo material sólido dieléctrico es el mismo material que el primer material sólido dieléctrico.

En una modalidad, el paso de humedecimiento con la primera fase líquida incluye: (i) introducir el primer fluido a granel dentro de la cámara, en donde el primer fluido a granel comprende la primera fase líquida; y (ii) aplicar un primer cizallamiento entre el primer fluido en la cámara y por lo menos la primera superficie.

De acuerdo con una modalidad, la primera fase líquida es dieléctrica. De acuerdo con otra modalidad, la primera fase líquida es oleaginosa. Por ejemplo, la primera fase líquida puede ser el aceite de un lodo de perforación basado en aceite que se utiliza en un pozo.

De acuerdo con una modalidad, la segunda fase líquida tiene una constante dieléctrica por lo menos 10% diferente de la constante dieléctrica de la primera fase líquida.

De acuerdo con una modalidad, la segunda fase líquida incluye agua. En esta modalidad, la segunda fase líquida incluye preferiblemente un electrolito. En una modalidad, la segunda fase líquida es la fase continua del segundo fluido a granel. En todavía otra modalidad, el segundo fluido a granel puede ser una emulsión de la primera fase líquida y la segunda fase líquida. Por ejemplo, el segundo fluido a granel puede ser una emulsión de aceite en agua.

En una modalidad, el segundo fluido a granel incluye otros diversos componentes. Por ejemplo, en una modalidad preferida, el segundo fluido a granel incluye un tensioactivo. En una modalidad, el segundo fluido a granel puede incluir un material particulado sólido. El material particulado sólido puede ayudar a retirar una película anterior en la primera superficie por medio de una acción abrasiva durante el cizallamiento entre la primera superficie y el segundo fluido a granel. En otra modalidad, el segundo fluido a granel incluye un agente de lixiviación química para atacar el primer material sólido dieléctrico. En todavía otra modalidad, el segundo fluido a granel es una espuma. Por ejemplo, el fluido a granel puede hacerse espuma o puede energizarse con nitrógeno gaseoso.

Se debe entender que los fluidos del pozo que son simulados de acuerdo con los métodos de la invención pueden tener una densidad aparente ampliamente variante. Por ejemplo, en una modalidad, el segundo fluido a granel puede tener una densidad aparente en cualquier parte en el intervalo de 4 ppg a 25 ppg.

En una modalidad, el segundo fluido a granel es un fluido separador para el uso en un pozo. La composición del segundo fluido a granel se puede cambiar durante el cizallamiento para simular la digitalización, mezcla o canalización durante la introducción de este fluido del pozo dentro del pozo.

En una modalidad de los métodos, el cambio en el voltaje de la fuente de potencial eléctrico alterno se encuentra en un intervalo pseudolineal . Se debe entender que un intervalo pseudolineal significa que si V proporciona I y V proporciona I , entonces V + V debe proporcionar I + I2.

En una modalidad de los metodos, el cambio en la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno está en cualquier parte en el intervalo de 1 microHertz a 1 gigaHertz .

En todavía otra modalidad de los métodos , la corriente medida para determinar una impedancia eléctrica tiene la misma frecuencia que la fuente de potencial eléctrico alterno pero una fase cambiada .

En una aplicación de los métodos , el segundo fluido a granel se puede someter a prueba para el cizallamiento de diseño y el tiempo de diseño para un fluido del pozo en un pozo, tal como para un fluido separador .

En una modalidad, los métodos incluyen adicionalmente el paso que consiste en : controlar la temperatura del segundo fluido a granel en la cámara . Por ej emplo, el paso de control de la temperatura del segundo fluido a granel en la cámara puede incluir controlar la temperatura para que sea la temperatura de diseño para un fluido del pozo en un pozo. Se debe entender que el control de la temperatura puede incluir calentar el fluido mientras está en la cámara.

En una modalidad, los métodos pueden incluir adicionalmente el paso que consiste en: controlar la presión del segundo fluido a granel en la cámara. Por ejemplo, el paso de control de la presión del segundo fluido a granel en la cámara puede incluir controlar la presión para que sea la presión de diseño para un fluido del pozo en un pozo. Se debe entender que el control de la presión puede incluir presurizar el fluido mientras se encuentra en la cámara.

En una modalidad, el paso de deducción comprende asumir un modelo de circuito eléctrico equivalente para la primera espectroscopia de impedancia eléctrica y la segunda espectroscopia de impedancia eléctrica para coincidir los cambios de impedancia experimental utilizando téenicas de regresión no lineal.

Preferiblemente, el humedecimiento de la primera superficie se determina como un porcentaje de la superficie que es humedecida con agua o humedecida con aceite. Por ejemplo, el humedecimiento de la primera superficie en el fluido a granel se determina como un porcentaje de la primera superficie que es humedecida con agua en: (a) el comienzo del tiempo de contacto en el cizallamiento de contacto del fluido a granel; y (b) el final del tiempo de contacto en el cizallamiento de contacto del fluido a granel.

De acuerdo con una modalidad, las condiciones de diseño para introducir el primer fluido del pozo dentro del pozo incluyen cualquiera de los siguientes: volumen de diseño, cizallamiento de diseño, temperatura de diseño, presión de diseño y tiempo de bombeo de diseño.

En una modalidad, el fluido de prueba es un fluido basado en agua. Por ejemplo, el fluido de prueba puede ser una emulsión de aceite en agua. En una modalidad, la emulsión de aceite en agua simula el fluido pozo abajo que resulta de la mezcla de un lodo de perforación basado en aceite anterior con un fluido separador que es para cambiar el humedecimiento de las superficies tubulares pozo abajo de humedecidas con aceite a humedecidas con agua antes de la cementación.

En una modalidad donde el material de prueba se selecciona para que sea similar en sustancia a una sustancia de una superficie sólida en un pozo, el fluido de prueba se selecciona para que tenga la composición de diseño de un fluido pozo abajo que se pone en contacto con la superficie sólida en el pozo. Por ejemplo, el fluido pozo abajo es un fluido basado en agua, tal como una emulsión de aceite en agua. En algunas aplicaciones, el fluido pozo abajo es una emulsión de agua en aceite.

En una modalidad preferida, el sistema se somete a prueba bajo condiciones de diseño similares como la superficie sólida en el pozo y el fluido pozo abajo, que incluyen por lo menos las condiciones de diseño de temperatura, cizallamiento de contacto de fluidos y tiempo de contacto de fluidos en el cizallamiento de contacto de fluidos. Donde el sistema del material de prueba y el fluido de prueba se somete a prueba bajo condiciones similares pozo abajo como la superficie sólida en el pozo y el fluido pozo abajo, el método incluye adicionalmente de preferencia por lo menos la condición de diseño de la presión de contacto de fluidos. En una modalidad, la humectabilidad o humedecimiento del material de prueba en el fluido de prueba se determina como un porcentaje de la superficie que es humedecida con agua o humedecida con aceite. Otros parámetros pueden simularse adicionalmente, tales como el volumen de fluido del pozo y la mezcla pozo abajo con otro fluido. Preferiblemente, el humedecimiento del material de prueba en el fluido de prueba se determina como un porcentaje de la superficie que humedecida con agua o humedecida con aceite en: (a) el comienzo del tiempo de contacto de fluidos en el cizallamiento de contacto de fluidos; y (b) el final del tiempo de contacto de fluidos en el cizallamiento de contacto de fluidos.

En una modalidad adicional, el humedecimiento del material de prueba se compara en composiciones de fluido intermedio hechas con concentraciones predeterminadas de un primer fluido basado en aceite, un segundo fluido basado en agua suspensión espesa de fluido separador/de lavado/inversor/cemento principal con el "humedecimiento de control" de las superficies con el segundo fluido puro basado en agua. Se puede apreciar que el primer fluido puede estar basado en agua y el segundo fluido puede estar basado en aceite como requiera la situación durante las operaciones del pozo.

En otra modalidad adicional, la eficiencia de la erosión o remoción del recubrimiento generado por un primer fluido por parte del segundo fluido se puede medir en concentraciones intermedias predeterminadas del primer fluido y el segundo fluido bajo condiciones hidrodinámicas controladas bajo la influencia de la presión y la temperatura. Las propiedades eléctricas asociadas con este proceso son registradas dinámicamente para la comparación con las propiedades de control sin recubrimiento en su lugar y solo el segundo fluido en el sistema.

El enfoque de la téenica es para entender los requerimientos de tiempo de contacto y velocidad de cizallamiento bajo presión y temperatura para aproximarse a los valores de humedecimiento del material de prueba en contacto con el fluido puro de control que se despliega para la operación de limpieza bajo presión y temperatura. La humectabilidad o humedecimiento son características de la superficie y pueden estar relacionadas con la impedancia, capacitancia de capa doble, resistencia a la polarización o resistencia a la transferencia de cargas como se modela por consiguiente por un circuito eléctrico, equivalente, relevante.

En otra modalidad, el método puede incluir adicionalmente el paso que consiste en ajustar u optimizar la composición de diseño del fluido pozo abajo que se pone en contacto con la superficie sólida en el pozo con base en la humectabilidad o humedecimiento del material de prueba en el fluido de prueba.

En una modalidad, el método puede incluir además un paso que consiste en introducir un fluido del pozo en el pozo, en donde el fluido del pozo y las condiciones de introducción se adaptan para lograr un fluido pozo abajo y condiciones de contacto de la superficie sólida en el pozo para lograr una humectabilidad o humedecimiento de diseño de la superficie sólida en el pozo.

Conclusión La sola información de conductividad en volumen es insuficiente para determinar la humectabilidad o humedecimiento de la superficie.

Las mediciones del ángulo de contacto no son factibles para llevarse a cabo con fluidos cargados con materiales particulados. Por otra parte, la medición del ángulo de contacto es una téenica analítica que necesita tensiómetros o goniómetros sofisticados.

Las técnicas visuales como la imagenología para medir el ángulo de contacto han sido intentadas pero no se hacen cuantitativas fácilmente.

El método de tinte demostró cambios cualitativos en el humedecimiento de la superficie. Se hicieron intentos para la cuantificación utilizando una técnica de imagenología. Sin embargo, las superficies curvadas no pudieron analizarse utilizando este método. La repetibilidad no se pudo confirmar en superficies curvadas debido a errores altos en la imagenología y téenicas de procesamiento de imágenes e interpretación. Esta técnica no es in situ ya que es necesario que la superficie sometida a prueba sea sacada de la solución para tomar fotografías.

La invención dada a conocer proporciona una oportunidad para llevar a cabo mediciones utilizando una técnica no invasiva y para cuantificar la humectabilidad o humedecimiento con agua o aceite en condiciones in situ. Con la inyección continua de tensioactivos y la homogeneización en la celda, utilizando una paleta mezcladora, las capacitancias y resistencias se pueden supervisar con respecto a un fluido de control para confirmar la humectabilidad o humedecimiento con agua deseado.

Los métodos se pueden utilizar en la optimización de paquetes de tensioactivos para hacer superficies humedecidas con agua en condiciones pozo abajo.

En algunas aplicaciones, los métodos se pueden utilizar para proporcionar una probabilidad incrementada de lograr una resistencia de la unión al cizallamiento de cemento completo y una mejor correlación con logaritmos de unión del cemento.

Antes de la prueba de laboratorio utilizando esta téenica y trabajo, la ejecución en el campo como se diseña puede disminuir la probabilidad de desarrollo de micro-anillos y la pérdida de unión interfacial durante el ciclo de vida del pozo y por lo tanto mejora el aislamiento zonal a largo plazo.

Este proceso puede llevarse a cabo a una HPHT al variar el tipo de formación o superficie tubular experimentada pozo abajo, variar la aspereza de la superficie, depositada con restos de laminado, pulida, corroída, etcétera.

Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para lograr los fines y ventajas mencionados así como también aquellos que son inherentes en la misma.

Las modalidades particulares dadas a conocer anteriormente son ilustrativas únicamente, ya que la presente invención se puede modificar y practicar de maneras diferentes pero equivalentes que son aparentes para aquellas personas expertas en el campo que tienen el beneficio de las enseñanzas proporcionadas en este documento. Por lo tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares dadas a conocer anteriormente se pueden alterar o modificar y todas estas variaciones se consideran dentro del alcance y espíritu de la presente invención.

Los diversos elementos o pasos de acuerdo con los elementos o pasos dados a conocer se pueden combinar ventajosamente o se pueden practicar juntos en varias combinaciones o sub-combinaciones de elementos o secuencias de pasos para incrementar la eficiencia y beneficios que se pueden obtener de la invención.

La invención dada a conocer de manera ilustrativa en este documento puede ser practicada adecuadamente en ausencia de algún elemento o paso que no se de a conocer o reclame específicamente.

Adicionalmente, no se proponen limitaciones a los detalles de construcción, composición, diseño o pasos mostrados en este documento, diferentes a aquellas descritas en las reivindicaciones.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (22)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método, caracterizado porque comprende los pasos que consisten en: (a) obtener o proporcionar un aparato que comprende: (i) un recipiente que forma una cámara; (ii) una primera superficie expuesta a o en la cámara, en donde la primera superficie es de un primer material rocoso en contacto con un primer electrodo; (iii) una segunda superficie expuesta a o en la cámara, en donde la segunda superficie es de: (aa) un segundo electrodo, o (ab) un segundo material rocoso en contacto con el segundo electrodo; en donde la primera superficie está aislada eléctricamente de la segunda superficie; (b) humedecer por lo menos la primera superficie con una primera fase líquida de un primer fluido a granel; (c) después del paso de humedecimiento, introducir un segundo fluido a granel dentro de la cámara, en donde el segundo fluido a granel comprende una segunda fase líquida y en donde la segunda fase líquida es inmiscible con la primera fase líquida; (d) aplicar un cizallamiento entre el segundo fluido a granel en la cámara y por lo menos la primera superficie; y (e) por lo menos una vez durante o después de la aplicación del cizallamiento, hacer una medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende adicionalmente los pasos que consisten en: antes del paso de aplicación del cizallamiento, hacer una primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; durante o después del paso de aplicación del cizallamiento, hacer una segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; comparar la primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica con la segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica; y con base en el paso de comparación, deducir cualquier cambio en el humedecimiento de la primera superficie.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera superficie está curvada.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de humedecimiento comprende: (i) introducir el primer fluido a granel dentro de la cámara; y (ii) aplicar un primer cizallamiento entre el primer fluido en la cámara y por lo menos la primera superficie.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera fase líquida es oleaginosa.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido a granel comprende cualquier mezcla del primer fluido a granel y la segunda fase líquida.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda fase líquida comprende agua.

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque la segunda fase líquida comprende un electrolito.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido a granel comprende un tensioactivo.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido a granel comprende un material particulado sólido.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido a granel es una espuma.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición del segundo fluido a granel se cambia durante el paso de aplicación de cizallamiento.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el segundo fluido a granel se somete a prueba en el cizallamiento de diseño y el tiempo de diseño para un fluido separador en una porción de un pozo.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende adicionalmente el paso que consiste en: controlar la temperatura del segundo fluido a granel en la cámara, en donde el paso de control de la temperatura del segundo fluido a granel en la cámara comprende controlar la temperatura para que sea la temperatura de diseño para un fluido del pozo en un pozo.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende adicionalmente el paso que consiste en: controlar la presión del segundo fluido a granel de la cámara, en donde el paso de control de la presión del segundo fluido a granel en la cámara comprende controlar la presión para que sea la presión de diseño para un fluido del pozo en un pozo.

16. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque comprende adicionalmente los pasos que consisten en: comparar la primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica con la segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica; y con base en el paso de comparación, deducir cualquier cambio en el humedecimiento de la primera superficie.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el paso de deducción comprende asumir un modelo de circuito eléctrico equivalente para la primera medición de espectroscopia de impedancia eléctrica y la segunda medición de espectroscopia de impedancia eléctrica para coincidir los cambios de impedancia experimentales utilizando téenicas de regresión no lineal.

18. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque comprende adicionalmente el paso que consiste en: diseñar una composición de un primer fluido del pozo o condiciones para introducir el primer fluido del pozo en un pozo para lograr un cambio en el humedecimiento de una superficie pozo abajo en el pozo.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque comprende adicionalmente el paso que consiste en: introducir el primer fluido del pozo en el pozo, en donde el fluido del pozo y las condiciones de introducción se diseñan para lograr el cambio deseado en el humedecimiento de una superficie pozo abajo en el pozo.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque comprende adicionalmente el paso que consiste en: después de introducir el primer fluido del pozo en el pozo, introducir un segundo fluido del pozo en el pozo para alcanzar la superficie pozo abajo en el pozo.

21. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el segundo fluido del pozo es una composición de cemento.

22. Un aparato, caracterizado porque comprende: (a) un recipiente que forma una cámara; (b) una primera superficie expuesta a o en la cámara, en donde la primera superficie es de un primer material rocoso en contacto con el primer electrodo; (c) una segunda superficie expuesta a o en la cámara, en donde la segunda superficie es de: (i) un segundo electrodo, o (ii) un segundo material rocoso en contacto con el segundo electrodo; en donde la primera superficie está aislada eléctricamente de la segunda superficie; (d) una primera fase líquida humedecida sobre por lo menos la primera superficie; (e) un fluido a granel en la cámara, en donde el fluido a granel comprende una segunda fase líquida y en donde la segunda fase líquida es inmiscible con la primera fase líquida; (f) un medio para controlar la velocidad de cizallamiento entre el fluido a granel en la cámara y por lo menos la primera superficie; (g) una fuente de potencial eléctrico alterno conectada de manera operativa entre el primer electrodo y el segundo electrodo; (h) medios para controlar el potencial eléctrico o la frecuencia de la fuente de potencial eléctrico alterno; y (i) medios para medir cambios en la impedancia eléctrica entre el primer electrodo y el segundo electrodo; por lo cual las mediciones de espectroscopia de impedancia eléctrica se pueden hacer entre el primer electrodo y el segundo electrodo antes, durante o después del control de la velocidad de cizallamiento.