MXPA06001019A

MXPA06001019A - Composiciones y metodos para evitar la coagulacion de polimeros de emulsiones agua en aceite en fluidos para tratamiento de pozos con solucion salina acuosa.

Info

Publication number: MXPA06001019A
Application number: MXPA06001019A
Authority: MX
Inventors: Christopher Paul Wain
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2003-07-31
Filing date: 2004-07-13
Publication date: 2006-04-27
Also published as: US7032669B2; CA2532686A1; NO20060489L; EP1680572A1; US20050022990A1; WO2005014972A1; US7378377B2; US20060032407A1

Abstract

Se proporcionan metodos para combinar polimeros de emulsion agua en aceite con fluidos para tratamiento de pozos y composiciones. Una composicion de la invencion basicamente comprende cemento hidraulico, un fluido de solucion salina acuosa suficiente para formar una pasta, una precipitacion de polimeros y un surfactante para evitar la coagulacion, y un polimero de emulsion agua en aceite.

Description

COMPOSICION Y METODOS PARA EVITAR LA COAGULACION DE POLÍMEROS DE EMULSIONES AGUA EN ACEITE EN FLUIDOS PARA TRATAMIENTO DE POZOS CON SOLUCIÓN SALINA ACUOSA ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN 1. CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con composiciones y métodos para combinar un polímero de emulsión agua en aceite con un fluido para tratamiento de pozos con solución salina acuosa sin la coagulación del polímero . 2. DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA ANTERIOR Los fluidos para tratamiento de pozos con solución salina acuosa se utilizan en una variedad de operaciones y tratamientos en pozos petroleros y gasíferos. Estas operaciones y tratamientos incluyen, pero no están limitadas a, operaciones para la terminación de pozos, tratamientos para la estimulación de la producción, tratamientos para controlar el desempeño de la permeabilidad en formación, y tratamientos para reducir la afluencia y derrames indeseables en la perforación de pozos . Un ejemplo de una operación para terminación de pozos es la cementación primaria. En una operación de cementación primaria, una cadena de tuberías tal como por ejemplo, un forro o un revestimiento se cementa en la perforación del pozo. Para llevar a cabo la cementación primaria, se bombea una composición de cemento en el espacio anular entre las paredes de la perforación del pozo y las superficies exteriores de una cadena de tuberías dispuesta en la misma. Se deja que la composición de cemento fragüe en el espacio anular formando asi una envoltura anular de cemento impermeable prácticamente endurecido en el mismo. La envoltura de cemento físicamente soporta y se coloca en la cadena de tuberías en la perforación del pozo y une las superficies exteriores de la cadena de tuberías con las paredes de la perforación del pozo con lo cual se evita la migración no deseada de fluidos entre las zonas de formación penetrada por la perforación del pozo. Otro ejemplo de una operación para terminación de pozos que implica el uso de un fluido para tratamiento con solución salina acuosa viscosa es un filtrado con grava.

En las operaciones con filtrado de grava, las partículas de grava sólidas tales como por ejemplo arena se transportan hacia una zona subterránea en la cual se colocará un filtro de grava mediante un fluido para tratamiento gelificado viscoso, con frecuencia un fluido para tratamiento con para tratamiento con solución salina acuosa gelificada viscosa. Es decir, el filtro de grava se suspende en el fluido para tratamiento viscoso en la superficie y se transporta hacia la zona subterránea en la cual se colocará el filtro de grava. Una vez que se coloca la grava en la zona, el fluido para tratamiento acuoso gelificado de alta viscosidad se rompe (la viscosidad se reduce) y se recupera (regresa a la superficie) . El filtro de grava producido funciona como un filtro para separar los sólidos en formación de los fluidos producidos mientras que permita que los fluidos producidos fluyan en el interior y a través de la perforación del pozo. Un ejemplo de un tratamiento para estimulación de producción que utiliza un fluido para tratamiento acuoso gelificado viscoso es la fracturación hidráulica. Es decir, el fluido para tratamiento viscoso, denominado en la técnica como un fluido fracturante, se bombea a través de la perforación del pozo dentro de una zona subterránea' que será estimulada a una velocidad y presión de tal forma que se formen fracturas y se extiende dentro de la zona subterránea. El fluido fracturante también porta material de consolidación particulado, por ejemplo, arena, dentro de las fracturas. El material de consolidación se suspende en el fluido para tratamiento viscoso de tal forma que el material de consolidación se deposita en las fracturas cuando el fluido fracturante viscoso se rompe y recuperado. El material de consolidación funciona para evitar el cierre de las fracturas formadas con lo cual se forman canales conductores a través de los cuales puedan fluir hacia la perforación del pozo los fluidos producidos. Un ejemplo de un tratamiento para el control de desempeño de la permeabilidad en formación implica técnicas mejoradas de recuperaciones tales como por ejemplo, inundación con agua. En la inundación con agua, se inyecta bajo presión un fluido para desplazamiento acuoso dentro de una formación subterránea que contenga petróleo, a manera de uno o más pozos de inyección. El flujo del fluido acuoso a través de la formación desplaza el petróleo restringido en la misma y lo conduce hacia uno o más de los pozos productores. Antes de inyectar el fluido de desplazamiento dentro de la formación subterránea, se reduce la permeabilidad de los pasajes de flujo subterráneo que tengan alta permeabilidad y bajo contenido de petróleo. Esto se lleva a cabo al inyectar soluciones acuosas, con frecuencia soluciones salinas acuosas que contengan polímeros en los pasajes de flujo con alta permeabilidad con lo cual los polímeros se gelifican y se degradan en los misitios . Un ejemplo de un tratamiento para reducir las afluencias y derrames de fluidos no deseados en la perforación del pozo implica la producción de petróleo y/o gas proveniente de las formaciones que contienen canales permeables en las mismas a través de los cuales se pueden presentar afluencias y derrames. Por ejemplo, cuando una formación que porta petróleo contiene canales de agua bastante permeables que comunican al pozo con las zonas acuíferas, agua no deseada entra al pozo. Con el fin de obturar los canales, se han introducido polímeros dentro de los canales acuosos en donde los polímeros se degradan de tal forma que se obturen los canales acuosos. En los pozos costa dentro y en los pozos costa fuera, los aditivos poliméricos que se utilizarán en los fluidos para tratamiento acuoso se transforman hacia la ubicación del pozo en forma líquida. Los ejemplos de aditivos poliméricos utilizados incluyen, pero no están limitados a, aditivos para control de pérdida de fluidos, agentes gelificantes para aumentar la viscosidad, dispersantes, retardadores para el fraguado de cemento y lo semejante. Sin embargo, debido a que muchos de los aditivos poliméricos forman soluciones extremadamente viscosas en pequeñas concentraciones de agua, se requieren grandes volúmenes de soluciones de aditivo polimérico en pequeñas concentraciones de aditivo para realizar un tratamiento de pozos. Muchos de los aditivos poliméricos para fluido de tratamiento de pozos se sintetizan como emulsiones agua en aceite que contienen grandes cantidades del polímero (denominado en la presente como "polímeros de emulsión agua en aceite") . Sin embargo, cuando los aditivos poliméricos de emulsión agua en aceite se combinan con un fluido salino acuoso, los polímeros forman inmediatamente precipitados que se coagulan en el fluido salino. De esta forma, existe una necesidad por un método para combinar un aditivo polimérico de emulsión agua en aceite con un fluido para tratamiento de pozos con solución salina acuosa sin la precipitación ni coagulación del aditivo polimérico en el fluido.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona métodos mejorados para combinar las emulsiones poliméricas agua en aceite con fluidos de solución salina acuosa para tratamiento de pozos y las composiciones que cumplan con las necesidades descritas anteriormente y superen las deficiencias de la técnica anterior. ün método de esta invención para combinar un polímero de emulsión agua en aceite con un fluido con solución salina acuosa para tratamiento de pozos sin la precipitación ni coagulación del polímero comprende los siguientes pasos. Una precipitación y coagulación polimérica que evite que el surfactante se mezcle con el fluido salino acuoso para formar una solución de fluido salino acuoso del mismo. Después de esto, el polímero de emulsión agua en aceite se combina con la solución de fluido salino acuoso. Un método de la presente invención para el tratamiento de una zona subterránea penetrada por una perforación de pozo comprende los siguientes pasos. Se preparan un fluido para tratamiento que comprende un fluido salino acuoso, un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros y un polímero de emulsión agua en aceite. Después de esto, el fluido para tratamiento se introduce dentro de una zona subterránea. Una composición de cemento de esta invención comprende un cemento hidráulico, un fluido salino acuoso suficiente para formar una pasta, un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros y un polímero de emulsión agua en aceite. Los objetivos, características y ventajas de la presente invención serán fácilmente evidentes para aquellos expertos en la técnica al momento de leer la descripción de las modalidades preferidas que siguen.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Como se mencionó anteriormente, cuando se agrega un polímero de emulsión agua en aceite a un fluido con solución salina acuosa para tratamiento de pozos, el polímero forma inmediatamente un precipitado que coagula. Se ha descubierto ahora que cuando se mezclan ciertos surfactantes con el fluido con solución salina acuosa para tratamiento de pozos para formar una solución de los mismos, la adición posterior del polímero de emulsión agua en aceite de la solución de fluido salino acuoso, no da por resultado en la precipitación ni coagulación del polímero. De esta forma, un método de esta invención para combinar un polímero de emulsión agua en aceite con un fluido con solución salina para tratamiento de pozos acuosa sin coagulación ni precipitación del polímero comprende los siguientes pasos. Se mezcla un surfactante para evitar la precipitación y coagulación del polímero con el fluido salino acuoso para formar una solución de fluido salino acuoso del mismo. Después de esto, el polímero de emulsión agua en aceite se combina con la solución de fluido salino acuoso . El fluido con solución salina acuosa para tratamiento de pozos puede ser agua salada, salmuera o agua de mar. En general, el fluido con solución salina acuosa para tratamiento de pozos es salmuera en ubicaciones de costa dentro y es agua de mar en ubicaciones de pozos costa fuera .

Los ejemplos de surfactantes para evitar la precipitación y coagulación de polímeros que se pueden utilizar incluyen, pero no están limitados a, sulfato alcohol éter de C4_i2 sustituido con 3 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C9-16 sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8-io sustituido con 2.2 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C5-10 sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8_10 sustituido con 8 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8-io sustituido con 6 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cg-io sustituido con 12 moles de óxido de etileno, y un sulfonato alfa-olefina de Ci4-.a6- De estos, se prefiere el sulfato alcohol éter de C6~io sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno. El surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros utilizado generalmente está presente en la solución de fluido salino acuoso en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.2% y 1.5% en peso de agua en dicha solución. Se puede utilizar una variedad de polímeros en emulsiones agua en aceite. Los ejemplos de estos polímeros incluyen, pero no están limitados a, un copolímero de estireno y butadieno utilizados en composiciones para cementación de pozos para proporcionar resiliencia a los mismos, un copolímero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico y , -dimetilacrilamida que funciona como un aditivo para controlar la pérdida de fluidos en las composiciones para cementación de pozos; un terpolimero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico, acrilamida, y N,N-dimetilacrilamida que también funciona como un aditivo para control de pérdida de fluido en las composiciones para cementación de pozos; goma guar y derivados de los mismos incluidos en los fluidos para tratamiento de pozos para proporcionar viscosidad a los mismos. Los derivados de celulosa incluidos en los fluidos para tratamiento de pozos para proporcionar viscosidad a los mismos ; polivinilpirrolidona incluida en los fluidos para tratamiento de pozos para proporcionar viscosidad a los mismos; goma xantana incluida en los fluidos para tratamiento de pozos para proporcionar viscosidad a los mismos; y goma welan incluido en los fluidos para tratamiento de pozos para proporcionar viscosidad a los mismos . El polímero en general está presente en la emulsión agua en aceite en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 30% hasta 45% en peso de la emulsión. El polímero de la emulsión agua en aceite está presente en la solución de fluido salino acuoso en una cantidad que varía de aproximadamente 5% hasta 50% en peso. Un método de la presente invención para el tratamiento de una zona subterránea penetrada por una perforación de pozo comprende los siguientes pasos. Se prepara un fluido para tratamiento que comprende un fluido salino acuoso, un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros y un polímero de emulsión agua en aceite. Después de esto, el fluido de tratamiento se introduce dentro de la zona subterránea. Los diversos surfactantes para evitar la coagulación y precipitación de polímeros y los diversos polímeros de emulsión agua en aceite que se pueden utilizar son iguales a aquellos descritos anteriormente y se incluyen en las cantidades mostradas anteriormente. Cuando el fluido de tratamiento es una composición para cementación de pozos, éste incluye los componentes descritos anteriormente y un cemento hidráulico. Una composición de cemento de esta invención comprende cemento hidráulico un fluido salino acuoso suficiente para formar una pasta un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros y un polímero de emulsión agua en aceite. El cemento hidráulico en la composición de cemento incluye, pero no está limitada a, cementos Portland, cementos de escorias, cementos pozzolana, escayolas, cementos de alúmina y cementos alcalinos. De éstos, se prefiere' el cemento Portland.

El fluido salino se selecciona de agua salada, salmuera y agua de mar y está presente en la composición cementosa en una cantidad que varia entre aproximadamente 30% hasta 65% en peso del cemento. Los surfactantes para evitar la precipitación y coagulación de polímeros que se pueden utilizar son iguales a aquellos descritos anteriormente y se incluyen en la composición cementosa en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.1% hasta 1% en peso del cemento. El polímero de emulsión agua en aceite puede ser uno de los aditivos poliméricos de la composición cementosa mencionados anteriormente y está presente en la emulsión en una cantidad que varía entre aproximadamente 30% hasta 45% en peso de la emulsión. El polímero de la emulsión agua en aceite está presente en la composición cementosa en una cantidad que varía entre aproximadamente 5% hasta 50% en peso de agua. Un método preferido para combinar un polímero de emulsión agua en aceite en fase acuosa del mismo con un fluido para tratamiento de pozos con solución salina acuosa sin la precipitación ni coagulación del polímero comprende los pasos de: (a) mezclar un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros con el fluido salino acuoso para formar una solución de fluido salino acuoso del mismo; y luego (b) combinar el polímero de emulsión agua en aceite con la solución de fluido salino acuoso . Un método preferido para el tratamiento de una zona subterránea penetrada por una perforación de pozo comprende los pasos de: (a) preparar un fluido para tratamiento que comprende un fluido salino acuoso, un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros y un polímero de emulsión agua en aceite en fase acuosa del mismo; y (b) introducir el fluido de tratamiento en la zona subterránea. Una composición para cementación preferida comprende: cemento hidráulico, un fluido salino acuoso suficiente para formar una pasta; un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros; y un polímero de emulsión agua en aceite. Con el fin de ilustrar los métodos y composiciones de esta invención, se proporcionan los siguientes ejemplos.

EJEMPLO 1 En el laboratorio se agregaron 0.75 mililitros de un surfactante de sulfato alcohol éter de C4-12 sustituido con 3 moles de óxido de etileno (EO) a 65 gramos de agua de mar. A la solución resultante se agregaron 33 mililitros de una emulsión agua en aceite que contenía 17.5% en peso de un aditivo para impartir resiliencia al cemento que comprende un copolímero de 25% en peso de estireno y 75% en peso de butadieno para determinar si se lleva a cabo una precipitación y coagulación. La prueba anterior se repitió varias veces utilizando siete surfactantes distintos. Los surfactantes agregados al agua de mar y sus cantidades, las cantidades de agua de mar y el polímero de emulsión utilizados, y los resultados de las pruebas se proporcionan en la siguiente Tabla I.

Tabla I Surfactante Cantidad Cantidad de Cantidad de Resultados de de agua de surfactante polímero de la Prueba mar agregado, emulsión utilizada, mi utilizado, gramos mi Sulfato alcohol éter de C4-12 Sin 65 0.75 33 sustituido con precipitación 3 moles de EO Sulfato alcohol éter C9-16 Sin 65 0.50 33 sustituido con precipitación 2.5 moles de EO ? partir de la Tabla I, se puede observar que diversos surfactantes probados evitaron la precipitación y coagulación de polímeros.

EJEMPLO 2 El Ejemplo 1 se repitió excepto que 2.5 mililitros de una emulsión agua en aceite que contenia 40.6% en peso de un aditivo para control de pérdida - de fluidos de cemento que comprende un copolímero del ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico y N, N-dimetilacrilamida se agregaron a las soluciones de surfactante con agua de mar para determinar si se llevó a cabo una precipitación y coagulación. El surfactante agregado al agua de mar y sus cantidades, las cantidades de agua de mar y el polímero de la emulsión utilizados, y los resultados de las pruebas se proporcionan en la siguiente Tabla II.

Tabla II Surfactante Cantidad Cantidad de Cantidad de Resultados de de agua de surfactante polímero de la Prueoa mar agregado, emulsión utilizada, mi utilizado, gramos mi Sulfato alcohol éter de C4_i2 Sin 50 0.05 2.5 sustituido con precipitación 3 moles de EO Sulfato alcohol éter de C9_iS Sin 50 0.05 2.5 sustituido con precipitación 2.5 moles de EO Sulfato alcohol éter de C8-io Sin 50 0.05 2.5 sustituido con precipitación 2.2 moles de EO ? partir de la Tabla II , se puede observar que diversos surfactantes evitaron la precipitación y coagulación de polímeros .

EJEMPLO 3 El Ej emplo 1 se repitió excepto que 2 . 5 mililitros de úna emulsión agua en aceite que contenia 42 % en peso de un aditivo para control de pérdida de fluidos de cemento que comprende un terpolimero de ácido 2-acrilamido- 2-propansulf ónico, acrilamida y N, N-dimetilacrilamida se agregaron a las soluciones de surfactante con agua de mar para determinar si se llevó a cabo una precipitación y coagulación . Los surfactantes agregados al agua - de mar y sus cantidades , las cantidades de agua de mar y el polímero de la emulsión utilizados , y los resultados de estas pruebas se proporcionan en la siguiente Tabla III .

TABLA III Surfactante Cantidad Cantidad de Cantidad de Resultados de de agua de surfactante polímero de la Prueba mar agregado, emulsión utilizada, mi utilizado, gramos mi Sulfato alcohol éter de Cfr-io Sin 50 0.05 2.5 sustituido con precipitación 2.5 moles de EO Sulfato alcohol éter Sin de Cs-io 50 0.05 2.5 precipitación sustituido con 8 moles de EO Sulfato alcohol éter Sin de (¼-?? 50 0.05 2.5 precipitación sustituido con 6 moles de EO Sulfato alcohol éter Sin de CB-IO .50 0.05 2.5 precipitación sustituido con 12 moles de EO partir de la Tabla III, se puede observar qu> diversos surfactantes evitaron la precipitación y coagulación de polímeros.

EJEMPLO 4 Se agregaron 65 gramos de agua de mar a cada uno de dos vasos de precipitado de 500 mi. A uno de los vasos de precipitado, se agregaron 0.375 mi de surfactante de sulfato alcohol éter de Ce-?? sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno seguido por agitación suave para disolver el surfactante en el agua de mar. Después de esto, se agregaron a cada vaso de precipitado 35 mi de una emulsión agua en aceite que contenía 47.5% en peso de un copolímero de 25% en peso de estireno y 75% en peso de butadieno. La adición del polímero de emulsión al vaso de precipitado que no contenía el surfactante dio por resultado la precipitación y coagulación intermedia del copolímero de estireno-butadieno . La adición del polímero de emulsión al vaso de precipitado que contenía el surfactante formó una mezcla homogénea. De esta forma, la presente invención se adapta para llevar a cabo los objetivos y alcanzar los fines y ventajas mencionados así como también aquellos que sean inherentes a la misma. Mientras que se pueden realizar muchos cambios por aquellos con experiencia en la técnica, estos cambios quedan abarcados dentro del espíritu de esta invención según se define por las reivindicaciones anexas.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes REIVINDICACIONES : 1. Un método para combinar un polímero de emulsión agua en aceite con un fluido con solución salina acuosa para tratamiento de pozos sin la precipitación ni coagulación del polímero que comprende los pasos de: (a) mezclar un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros con el fluido salino acuoso para formar una solución de fluido salino acuoso del mismo; y (b) combinar el polímero de emulsión agua en aceite con la solución de fluido salino acuoso.
2. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido salino acuoso se selecciona del grupo que consiste , de agua salada insaturada, salmuera y agua de mar.
3. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido salino acuoso es agua de mar.
4. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros se selecciona del grupo que consiste de sulfato alcohol éter de C4_12 sustituido con 3 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C9_i6 sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cs-io sustituido con 2.2 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cg-io sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8-io sustituido con 8 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8-io sustituido con 6 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8_10 sustituido con 12 moles de óxido de etileno, y sulfonato alfa-olefina de C14-i6.
5. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros es un sulfonato alcohol éter de C3-i0 sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno.
6. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros está presente en la solución de fluido salino acuoso en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.2% y 1.5% en peso de agua en la solución.
7. El método según la reivindicación 1, caracterizado porgue el polímero en la emulsión agua en aceite se selecciona del grupo que consiste de un copolímero de estireno y butadieno; un copolímero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico y N, -dimetilacrilamida;. un terpolimero de ácido 2~acrilamido-2-propansulfónico, acrilamida, y N, N-dimetilacrilamida; goma guar y derivados de los mismos; derivados de celulosa; polivinilpirrolidona ; goma xantana y goma elan.
8. El método segur. la reivindicación 7, caracterizado porque el polímero está presente en la emulsión agua en aceite en una cantidad que varía entre aproximadamente 30% y 45% en peso de la emulsión.
9. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el polímero de emulsión agua en aceite está presente en la solución de fluido salino acuoso en una cantidad que varía entre aproximadamente 5% y 50% en peso del mismo.
10. Un método para el tratamiento de una zona subterránea penetrada por una perforación de pozo que comprende los pasos de: (a) preparar un fluido para tratamiento que comprende un fluido salino acuoso, un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros y un polímero de emulsión agua en aceite; y (b) introducir el fluido de tratamiento en la zona subterránea.
11. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el fluido salino acuoso se selecciona del grupo que consiste de agua salada insaturada, salmuera y agua de mar.
12. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el fluido salino acuoso es agua de mar.
13. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros se selecciona del grupo que consiste de sulfato alcohol éter de C4-12 sustituido con 3 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cg-is sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cs-io sustituido con 2.2 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cg-io sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cs-w sustituido con 8 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8-io sustituido con 6 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cs-io sustituido con 12 moles de óxido de etileno, y un sulfonato de alfa-olefina de Ci _i6.
14. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros es un sulfonato alcohol éter de C6-10 sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno.
15. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el surfactante para evitar la coagulación de polímeros está presente en el fluido para tratamiento en una cantidad que varia entre aproximadamente 0.2% y 1.5% en peso de agua en el fluido salino acuoso.
16. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el polímero en la emulsión agua en aceite se selecciona del grupo que consiste de un copolímero de estireno y butadieno; un copolimero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico y N, N-dimetilacrilamida; un terpolimero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico, acrilamida, y N, N-dimetilacrilamida; goma guar y derivados de los mismos; derivados de celulosa; polivinilpirrolidona; goma xantana y goma elan.
17. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el polímero está presente en la emulsión agua en aceite en una cantidad que varía de entre aproximadamente 30% y 45% en peso de la emulsión agua en aceite .
18. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el polí ero de emulsión agua en aceite está presente en el fluido para tratamiento en una cantidad que varía entre aproximadamente 5% y 50% en peso del fluido salino acuoso.
19. El método según la reivindicación 10, caracterizado porque el fluido para tratamiento comprende además un cemento hidráulico seleccionado del grupo que consiste de cementos -Portland, cementos de escorias, cementos pozzolana, escayolas, cementos de alúmina y cementos alcalinos.
20. El método según la reivindicación 9, caracterizado porque el cemento hidráulico es un cemento Portland.
21. Una composición de cemento caracterizada porque comprende : cemento hidráulico; un fluido salino acuoso suficiente para formar una pasta; un surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros; y un polímero para emulsión agua en aceite.
22. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el cemento hidráulico se selecciona del grupo que consiste de: cementos Portland, cementos de escorias, cementos pozzolana, escayolas, cementos de alúmina y cementos alcalinos.
23. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el cemento hidráulico es cemento Portland.
24. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el fluido salino acuoso se selecciona del grupo que consiste de agua salina insaturada, salmuera y agua de mar.
25. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el fluido salino acuoso es agua de mar.
26. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el fluido salino acuoso está presente en la composición cementosa en una cantidad que varia entre aproximadamente 30% y 65% en peso del cemento en la misma.
27. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros se selecciona del grupo que consiste de sulfato alcohol éter de C -12 sustituido con 3 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cg_:_6 sustituido, con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Cs-io sustituido con 2.2 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Ce-?? sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de C8-io sustituido con 8 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Ce-io sustituido con 6 moles de óxido de etileno, un sulfato alcohol éter de Ce-io sustituido con 12 moles de óxido de etileno, y un sulfonato de alfa-olefina de C14_iS.
28. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros es un sulfonato alcohol éter de C£_i0 sustituido con 2.5 moles de óxido de etileno.
29. La composición de cemento según la reivindicación 21,. caracterizada porque el surfactante para evitar la precipitación y coagulación de polímeros está presente en la composición de cemento en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.1% y 1% en peso del cemento.
30. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el polímero en la emulsión agua en aceite se selecciona del grupo que consiste de un copolímero de estireno y butadieno; un copolímero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico y N,N-dimetilacrilamida; y un terpolímero de ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico, acrilamida, y N, -dimetilacrilamida .
31. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el polímero está presente en la emulsión agua en aceite en una cantidad que varía de entre aproximadamente 30% y 45% en peso de la emulsión.
32. La composición de cemento según la reivindicación 21, caracterizada porque el polímero de emulsión agua en aceite está presente en las composiciones cementosas en una cantidad que varía entre aproximadamente 5% y 50% en peso de cemento.