Цементные композиции с низкой теплотой гидратации и способы их применения


 


Владельцы патента RU 2464408:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

В способе технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, в котором осуществляют: приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал, в котором цементирующий материал содержит застеклованный глинистый сланец, и помещают данную цементную композицию в ствол скважины, причем подземная формация содержит вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе. В варианте способа технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, включающем приготовление цементной композиции, содержащей воду и цементирующий материал, в котором цементирующий материал также представляет собой доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинации, и помещение указанной цементной композиции в ствол скважины. В другом варианте способа технического обслуживания ствола скважины в подземной формации осуществляют: приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал и замедлитель застывания, причем цементирующий материал содержит застеклованный глинистый сланец, а замедлитель застывания представляет собой цитрат натрия, и помещают приготовленную цементную композицию в ствол скважины, причем подземная формация содержит вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе. Цементная композиция, содержащая воду и цементирующий материал, содержащий комбинацию застеклованного глинистого сланца с доменным шлаком и/или полугидратом сульфата кальция, причем цементирующий материал содержит доменный шлак и полугидрат сульфата кальция в отношении от около 1:4 до около 4:1, причем подземная формация содержит вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - создание цементной композиции, обладающей пониженной теплотой гидратации для использование ее при техническом обслуживании ствола скважины в подземной формации, расположенной в зоне вечной мерзлоты, содержащей газогидраты. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 6 пр., 7 табл.

 

Данное изобретение относится к техническому обслуживанию ствола скважины. Более конкретно оно относится к техническому обслуживанию ствола скважины с использованием цементных композиций, обладающих низкой теплотой гидратации.

Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземной формации или области, обычно извлекают путем бурения скважинного ствола вниз к подземной формации, обеспечивая при этом циркуляцию бурового раствора в стволе скважины. После прекращения циркуляции бурового раствора в ствол скважины вводят колонну труб, например обсадную трубу. Тогда буровой раствор обычно циркулирует вниз через пространство внутри данной трубы и вверх через кольцевое пространство, расположенное между внешней поверхностью указанной трубы и стенками ствола скважины. Далее, обычно проводят первичное цементирование, посредством которого цементный раствор помещают в указанное кольцевое пространство и дают ему возможность застыть в твердую массу (т.е. в цементное кольцо) и тем самым прикрепить колонну труб к стенкам ствола скважины и герметизировать кольцевое пространство. Могут также проводиться последующие операции вторичного цементирования.

Заканчивание подземных скважинных стволов в хрупких географических зонах, таких как зоны вечной мерзлоты, ставит особенно сложные задачи. Вечная мерзлота определяется как почва, которая остается в замороженном состоянии в течение более двух лет. Цементные композиции для применения в подземных формациях в зонах вечной мерзлоты должны быть такими, чтобы застывать до замерзания и обладать низкой теплотой гидратации. Кроме дестабилизации формации высокие теплоты гидратации способствуют выделению газа из гидратов (например, из гидрата метана), которые присутствуют в больших количествах в вечной мерзлоте. Гидраты газов, например гидрат метана, метастабильны и могут легко диссоциировать.

Таким образом, имеется постоянная необходимость в цементных композициях, обладающих низкой теплотой гидратации.

Задачей изобретения является создание способа технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, включающего приготовление цементной композиции, содержащей воду и цементирующий материал, в котором цементирующий материал сверх того содержит доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинацию, а также размещение цементной композиции в стволе скважины.

Другой задачей изобретения является также создание цементной композиции, содержащей воду и цементирующий материал, в которой цементирующий материал сверх того содержит доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинацию.

Дополнительно предложена цементная композиция, содержащая воду и цементирующий материал, в которой цементирующий материал сверх того содержит доменный шлак.

Вышесказанное довольно широко характеризует общие черты и технические преимущества настоящего изобретения для лучшего понимания последующего детального описания данного изобретения.

Дополнительные характеристики и преимущества данного изобретения будут описаны ниже в данном документе и составят содержание формулы данного изобретения. Следует понимать, что те, кто обладают квалификацией в данной области техники, представляют, что концепция и раскрытые конкретные примеры реализации могут быть легко использованы в качестве основы для модификации или создания других структур для достижения тех же целей, что и настоящее изобретение. Обладающие квалификацией в данной области техники должны осознавать, что такого рода эквивалентные конструкции не отклоняются от духа и содержания данного изобретения, изложенных далее в прилагаемой формуле.

Предложены цементные композиции, содержащие воду и цементирующий материал, в котором цементирующий материал содержит сверх того доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинацию. Кроме того, предложены способы приготовления и использования таких композиций. Цементные композиции, содержащие доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинации, могут быть также отнесены здесь к цементным композициям с низкой теплотой гидратации (ЦКНТГ (LHCCs)). Раскрываемые здесь ЦКНТГ могут быть применены в техническом обслуживании ствола скважины и могут с успехом обеспечить низкую теплоту гидратации и высокую прочность на сжатие в хрупкой географической области, такой как вечная мерзлота, и/или областях, содержащих гидраты газов.

В одном примере реализации ЦКНТГ содержит полугидрат сульфата кальция, известный также как алебастр. Доступный для приобретения полугидрат сульфата кальция, описанный здесь формулой CaSO4·1/2(H2O), представляет собой смесь порошкообразного термообработанного гипса, который может быть смешан с водой, образующейся в результате затвердевания алебастра до состояния гладкого твердого тела, и который не дает усадку и не уменьшается в объеме, потому что затвердевает раньше, чем может испариться вся вода. Полугидрат сульфата кальция широко доступен для приобретения от поставщиков, например, таких как компания U.S. Gypsum и Georgia Pacific.

В одном примере реализации полугидрат сульфата кальция присутствует в цементной композиции в количестве от около 20% до около 80% относительно веса сухого материала (bwod), альтернативно от около 45% до около 75% относительно веса сухого материала и альтернативно от около 55% до около 65% относительно веса сухого материала.

В одном примере реализации ЦКНТГ содержит доменный шлак (ДШ) (blast furnace slag (BFS)). ДШ появляется как верхний слой расплавленного чугуна, вытекающего из доменной печи. Шлак отделяется от чугуна и считается побочным продуктом в производстве чугуна и стали. ДШ является неметаллическим материалом, состоящим в основном из силикатов, алюмосиликатов кальция и других соединений, которые образуются в условиях расплава в доменной печи одновременно с чугуном. ДШ широко доступен для приобретения.

В одном примере реализации ДШ присутствует в цементной композиции в количестве от около 20% до около 80% относительно веса сухого материала (bwod), альтернативно от около 45% до около 75% относительно веса сухого материала и альтернативно от около 55% до около 65% относительно веса сухого материала.

В одном примере реализации ЦКНТГ содержит застеклованный глинистый сланец. Глинистый сланец представляет собой мелкозернистую осадочную породу, исходными составляющими которой были глины или ил. Для него характерно наличие тонких слоев, ломающихся с образованием иррегулярных неровных изломов, часто легко расщепляющихся и параллельных невидимым плоскостям напластования. Глинистый сланец может быть затем подвергнут процессу стеклования с последующим измельчением или перемалыванием до требуемого размера частиц. Здесь стеклование относится к нагреванию материала до температуры, которая способствует превращению глинистого сланца в стеклообразное аморфное твердое состояние без каких-либо кристаллических структур.

В одном примере реализации глинистый сланец присутствует в цементной композиции в количестве от около 35% до около 65% относительно веса сухого материала (bwod), альтернативно от около 40% до около 60% относительно веса сухого материала и альтернативно от около 45% до около 55% относительно веса сухого материала.

В одном примере реализации ЦКНТГ содержит доменный шлак и полугидрат сульфата кальция в весовом соотношении от около 1:4 до около 4:1, альтернативно от около 2:3 до около 3:2 и альтернативно от около 0,45:0,55 до около 0,55:0,45.

В одном примере реализации цементирующий материал ЦКНТГ содержит доменный шлак и застеклованный глинистый сланец в весовом соотношении от около 1:4 до около 4:1, альтернативно от около 2:3 до около 3:2 и альтернативно от около 0,45:0,55 до около 0,55:0,45.

В одном примере реализации цементирующий материал ЦКНТГ содержит застеклованный глинистый сланец и полугидрат сульфата кальция в весовом соотношении от около 1:4 до около 4:1, альтернативно от около 2:3 до около 3:2 и альтернативно от около 0,45:0,55 до около 0,55:0,45.

В различных примерах реализации цементирующий материл ЦКНТГ может состоять или состоит по существу из доменного шлака, застеклованного глинистого сланца, полугидрата сульфата кальция или их комбинаций.

В различных примерах реализации данный цементирующий материал ЦКНТГ исключает существенные количества гидравлического цемента, например цемента, содержащего кальций, алюминий, кремний, кислород и/или серу, который застывает и затвердевает посредством реакции с водой.

В различных примерах реализации данный цементирующий материал ЦКНТГ исключает существенные количества портландцементов (например, портланд-цементов классов A, C, G и H), пуццолановый портландцемент, гипсовые цементы, фосфатные цементы, высокоглиноземистые цементы, силикатные цементы, высокощелочные цементы или их комбинации.

В одном примере реализации ЦКНТГ содержит значительное количество воды для формирования цементного раствора, поддающегося перекачиванию насосом. Вода может быть пресной или соленой, например, представляющей ненасыщенный соляной раствор или насыщенный водный соляной раствор. Примеры соляных растворов, которые могут использоваться, включают без ограничения минерализованную воду и морскую воду. Вода может присутствовать в количествах от около 20% до около 180% относительно веса цемента и альтернативно от около 28% до около 60% от веса цемента.

В некоторых примерах реализации в ЦКНТГ могут быть включены добавки для улучшения или изменения их свойств. Примеры такого рода добавок включают, но не ограничиваются этим, соли, катализаторы, поверхностно активные вещества, замедлители затвердевания, противовспениватели, средства предотвращения расслоения, добавки для повышения плотности, диспергаторы, структуро-модифицирующие присадки или их комбинации. Другие добавки, модифицирующие механические свойства, представляют собой, например, углеродные волокна, стекловолокна, металлические волокна и тому подобное, которые могут добавляться для дополнительного изменения механических свойств. Добавки такого рода могут вводиться по отдельности или в комбинации. Способы введения такого рода добавок и их эффективные количества известны любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники.

В одном примере реализации цементная композиция содержит добавку, уменьшающую плотность. Добавки, уменьшающие плотность, такие как стеклянные шарики или пеностекло и порообразующие добавки, такие как поверхностно активные вещества для пенообразования, средства суспендирования, пеногасители и тому подобное могут включать в цементные композиции для получения легкого цементного раствора.

В некоторых примерах реализации выбор добавки, уменьшающей плотность, может зависеть от вязкости цементной композиции.

В одном примере реализации ЦКНТГ представляет собой вспененный цемент. Количества таких уменьшающих плотность добавок и способы их включения известны любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники. Как это будет понятно любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники, указанное включение уменьшающих плотность добавок, таких как пеноматериал, в ЦКНТГ данного раскрытия может проявлять пониженную теплоту гидратации за счет уменьшенной массы, приходящейся на единицу объема.

В различных примерах реализации цементная композиция может обладать плотностью большей или равной приблизительно 10 фунтов/галлон (997,763 кг/м3).

В некоторых примерах реализации цементная композиция может содержать замедлитель. В данном документе термин замедлитель относится к химической добавке, используемой для увеличения времени загустевания цементной композиции. Термин «время загустевания» относится ко времени, требуемом цементной композиции для достижения 70 единиц консистенции Бирдена (Bearden units of Consistency) (Bc). При значении около 70 Вс цементный раствор претерпевает превращение от текучей среды, поддающейся перекачке насосом, до состояния пасты, не поддающейся перекачке насосом. Способы определения времени загустевания приведены в спецификации 10B (Выпуск 22 от декабря 1997 г.) Американского нефтяного института (API). Замедлители застывания могут быть включены пользователем способами и в количествах, известных любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники. Альтернативно такие замедлители могут представлять часть доступных для приобретения рецептур других компонентов данной раскрытой цементной композиции. Без ограничения одним из примеров замедлителя застывания является цитрат натрия.

Компоненты данной цементной композиции могут соединяться в любом порядке, требуемом пользователем, с образованием раствора, который может быть помещен в ствол скважины. Компоненты данной цементной композиции могут быть соединены с помощью любого смешивающего устройства, совместимого с данной композицией, например, с помощью устройства для приготовления сухих смесей. В одном примере реализации компоненты данной ЦКНТГ соединяются на месте в стволе скважины. Альтернативно компоненты ЦКНТГ соединяются отдельно и затем используются на месте в стволе скважины. Способы приготовления таких растворов известны любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники.

В одном примере реализации ЦКНТГ имеют пониженную теплоту гидратации по сравнению с идентичной во всех остальных отношениях композицией, содержащей портланд-цемент. Теплота гидратации указанных композиций может быть выражена как максимальная температура, достигаемая при гидратации Tmax.

В одном примере реализации 1800 граммов ЦКНТГ имеет Tmax от около 40°C до около 60°C. В одном примере реализации максимальная теплота, выделяемая при гидратации цементных композиций данного раскрытия, составляет от 10 британских тепловых единиц/фунт (btu/lb) (23,601 кДж/кг) до около 30 британских тепловых единиц/фунт (69,78 кДж/кг).

В одном примере реализации ЦКНТГ данного раскрытия развивают значительные величины сопротивления сжатию менее чем через 12 часов после помещения в подземную формацию. Здесь сопротивление сжатию определяется как способность материала противостоять аксиально направленным выталкивающим силам. Максимальное сопротивление материала аксиально направленной силе может быть определено в соответствии со стандартом ASTM D 2664-95a. При превышении предела сопротивления сжатию материал необратимо деформируется и больше не обеспечивает конструктивную поддержку или зональную изоляцию.

В одном примере реализации данная ЦКНТГ по настоящему раскрытию может развивать сопротивление сжатию от около 300 psi (фунт/квадратный дюйм) (2058,5 кПа) до около 500 psi (3447,5 кПа) и альтернативно от около 1500 psi (10342,5 кПа) до около 2000 psi (13790 кПа).

Раскрытые здесь ЦКНТГ могут быть использованы в любых целях. В одном примере реализации ЦКНТГ применяют для технического обслуживания ствола скважины, проникающего через подземную формацию. Понятно, что термин «подземная формация» охватывает области под подвергшейся воздействию землей и области под землей, покрытые водой, такой как океанская или пресная вода. В одном примере реализации ЦКНТГ применяется для технического обслуживания ствола скважины, проходящего через хрупкую географическую зону, например скважины в вечной мерзлоте и/или формации, содержащей гидраты газов.

Техническое обслуживание скважины включает без ограничения размещение раскрытых здесь ЦКНТГ в стволе скважины для изоляции подземной формации от части ствола скважины, для поддержки обсадной трубы в стволе скважины и для герметизации кольца между стволом скважины и расширяемой трубой или колонной труб. Раскрытые здесь ЦКНТГ могут выдерживать давления значительной величины, например гидростатическое давление бурового раствора или цементного раствора, без смещения или выдавливания. Способы введения композиций в ствол скважины для герметизации подземных зон описаны в патентах США № 5913364, 6167967 и 6258757, каждый из которых приведен здесь в качестве ссылки.

В одном примере реализации раскрытые здесь ЦКНТГ могут применять для операций заканчивания скважины, таких как операции первичного цементирования. Упомянутые композиции могут помещать в кольцо ствола скважины, чтобы дать им затвердеть так, что они будет изолировать указанную подземную формацию от различной части ствола скважины. Таким образом, ЦКНТГ образует барьер, который создает препятствие для миграции текучих сред из той подземной формации в другие подземные формации. В пределах кольца текучая среда служит также для поддержки обсадной трубы в стволе скважины.

В других примерах реализации добавки также подаются насосом в ствол скважины с ЦКНТГ. Например, материалы, поглощающие текучую среду, сыпучие материалы, органофильная глина, смолы, водные суперпоглотители, загустители, суспендирующие средства, диспергирующие средства, понизители водоотдачи, модификаторы механических свойств, такие как волокна, эластомеры или их комбинации могут закачиваться в поток вместе с раскрытыми композициями.

Примеры

Вместе с описанным в общих чертах изобретением приводятся следующие примеры конкретных реализаций данного изобретения для демонстрации их практического применения и преимуществ. Понятно, что данные примеры приводятся для иллюстрации и никоим образом не предназначены для ограничения перечня пунктов формулы изобретения. В следующих примерах измерения теплоты гидратации были выполнены путем помещения термопары, регистрирующей температуру, в вакуумную колбу из боросиликатного стекла с серебряным покрытием, полностью заполненную раствором цементной композиции. Испытания на время загустевания, определение сопротивления сжатию и реологические измерения проводили в соответствии с методиками, описанными в спецификации 10 Американского нефтяного института (API).

Пример 1

Было приготовлено несколько растворов цементных композиций и измерены максимальные температуры в них в течение процесса застывания, как это отражено в таблице 1.

Таблица 1
Опыт Состав раствора цементной композиции1 Отношение вода/цемент Максимальная температура (°C)
1 Шлак/полугидрат 0,4 59
2 Шлак/полугидрат + 0,1% цитрата Na 0,4 59
3 Шлак/полугидрат + 0,3% цитрата Na 0,4 58
4 Тот же раствор 22% пенного качества 0,4
5 Шлак/полугидрат + 0,5% цитрата Na 0,4 462
6 Цемент класса H/полугидрат 0,38 79
7 Цемент класса H/глинистый сланец 0,52 60
8 50/50 цемент класса H/пуццолановый портландцемент + 2% геля 0,57 84
9 Цемент класса H/шлак 0,45 98
10 Низкотемпературный цемент PERMAFROST («Вечная мерзлота») 0,39 76
11 Цемент класса H 0,38 100
12 Цемент класса H + 5% геля 0,44 100
13 Цемент класса H + лецитин 0,44 100
1Все смеси взяты в соотношении 50/50 по весу за исключением цемента для вечной мерзлоты и 50/50 зольной пыли;
2При 27°C время загустевания составляет 5:47

Здесь и ниже полугидрат сульфата кальция можно будет называть для простоты полугидратом, а доменный шлак - шлаком. Цитрат натрия представляет собой замедлитель застывания и широко доступен для приобретения. В опыте 4 22% пенного качества относится к введению воздуха пены, который занимает 22% объема цемента. Цемент класса H по классификации API (Американского нефтяного института) относится к классу портланд-цемента, который может использоваться в качестве основного цемента на глубине от поверхности до 8000 футов (2440 м) сам по себе или с ускорителями, или же замедлителями для того, чтобы перекрыть большой диапазон глубин и температур. Зольная пыль является остатком при работе электростанций, где сжигают распыленный уголь, которая может быть смешана с известью для приготовления известкового раствора, затвердевающего под водой. Гелем является бентонит натрия, представляющий собой набухающую в воде глину.

Низкотемпературный цемент PERMAFROST («Вечная мерзлота») - это цемент с низкой теплотой гидратации, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services и более подробно в патентах США № 5346550 и 5447198, каждый из которых приведен здесь в качестве ссылки. Результаты показывают, что растворы, содержащие доменный шлаки полугидрат сульфата кальция, обладают самыми низкими теплотами гидратации.

Пример 2

Сопротивление сжатию нескольких цементных растворов, приведенное в таблице 2, было определено после застывания в течение 24 часов. Была также измерена разность между начальной температурой раствора (около 27°C) и окончательной температурой раствора (ДТ).

Таблица 2
Состав раствора1 Отношение вода/цемент Сопротивление сжатию (psi)(фунтов на квадратный дюйм) ∆T (°С)2
Глинистый сланец/шлак 0,55 253 ---
Глинистый сланец/цемент 0,52 809 33
Глинистый сланец/полугидрат 0,52 425 ---
Полугидрат/цемент 0,38 2000 52
Полугидрат/шлак 0,4 1690 29
Цемент/шлак 0,45 2450 71
1Все смеси взяты в соотношение 50/50 за исключением цемента для вечной мерзлоты и 50/50 пуццоланового портланд-цемента;
2Разность между температурами раствора после смешения и максимальной температурой, зарегистрированной во время гидратации.

Указанный в таблице 2 цемент относится к цементу класса H. Результаты показывают, что комбинация шлака и полугидрата обладает самой низкой величиной ∆T, однако после 24 часов при 140°F сопротивление сжатию достигало 1690 psi.

Пример 3

Было проведено сравнение полугидрата сульфата кальция из различных источников, чтобы установить влияние этого фактора, если оно имеется, на данную цементную композицию. В таблице 3 содержится сравнение свойств гидратации полугидрата от компании U.S. Gypsum (USG) с полугидратом от компании Georgia Pacific (GP) в композиции, состоящей из смеси 50/50 шлак/полугидрат и 40% воды. Полугидрат сульфата кальция из различных источников содержит патентованный замедлитель. В таблице 3б дается сравнение характеристик данного замедлителя в полугидрате USG и полугидрате GP при 80°F в растворе композиции, содержащей смесь 50/50 шлак/полугидрат, 0,5% цитрата натрия и 40% воды.

Таблица 3а
Полугидрат Максимальная температура (°C) Время до достижения максимальной температуры, часы: минуты
USG 60,1 4:55
GP 59,7 4:36
Таблица 3б
Полугидрат Время загустевания, часы:минуты
USG 10:22
GP 3:16

Результаты показывают, что в то время как полугидрат, полученный из различных источников (т.е. U.S. Gypsum и Georgia Pacific) имеют близкие гидратационные свойства, эти материалы отличаются различным поведением по отношению к цитратному замедлителю.

Концентрация замедлителя застывания, цитрата натрия, изменялась в цементных растворах, содержащих смесь 50/50 шлак/полугидрат и 40% воды.

Таблица 4
Цитрат натрия (г) ∆T (°С) Время до максимального роста нагрева, часы:минуты
0 29 3:50
1,6 30 5:30
4,8 29 10:20
8 17 31:30

Результаты показывают, что с увеличением концентрации цитрата натрия величина ДТ уменьшается, а время до максимального роста нагрева увеличивается.

Пример 4

Влияние изменения отношения воды к цементу на теплоту гидратации было определено, как показано в таблице 5, для основного цементного раствора, содержащего смесь 60:40 полугидрат USG/шлак.

Таблица 5
Отношение воды к цементу Максимальная зарегистрированная температура (°C)
0,40 61,1
0,42 63,1
0,44 62,2

Эти результаты показывают, что когда отношение полугидрата к шлаку фиксировано при 60:40, отношение воды к цементу может изменяться от 0,40 до 0,44, не влияя на выделяемую теплоту.

Пример 5

Измеренные значения сопротивления сжатия трех цементных композиций с указанными различными соотношениями шлак/полугидрат и с 40% воды представлены в таблице 6.

Таблица 6
Отношение полугидрат/шлак Сопротивление сжатию (psi)
6/4 1950
5/5 1940
4/6 1750

Эти результаты демонстрируют приемлемые величины сопротивления сжатию для различных соотношений шлак/полугидрат.

Пример 6

Было определено, как показано в таблице 7, влияние добавки, уменьшающей плотность на теплоту гидратации.

Таблица 7
Состав цементного раствора ∆T (°С)
Шлак/класс H 50/50 по весу, 45% воды 70,7
Шлак/класс H 50/50 по весу, 45% воды, вспененный до 11,35 фунт/галлон 50,6
Класс H, 38% воды 71,2
Класс H, 38% воды, вспененный до 11 фунт/галлон 64,8
Класс H, 38% воды, вспененный до 8,6 фунт/галлон 53,3

Данные результаты показывают, что при вспенивании цемента на единицу объема приходится меньше цемента, и соответственно меньше тепла выделяется при затвердевании.

В то время как предпочтительные примеры реализации данного изобретения показаны и описаны, любой, обладающий квалификацией в данной области техники, может сделать изменения без изменения существа и содержания данного изобретения. Описанные здесь примеры являются только иллюстративными и не служат для установления ограничений. Возможны многие варианты и изменения раскрытого здесь изобретения в рамках его содержания. Там, где численные диапазоны или ограничения четко установлены, такие четкие диапазоны или ограничения должны будут включать итеративные диапазоны или ограничения в пределах указанных четких диапазонов или ограничений (например, от около 1 до около 10 включает, 2, 3, 4 и т.д.; больше чем 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Использование термина «опционально» по отношению к любому признаку пункта формулы изобретения предназначен для указания на то, что рассматриваемый элемент необходим или альтернативно не является необходимым. Обе альтернативы должны быть в пределах содержания пункта формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как «содержит», «включает», «обладающий» и т.д., служат для поддержки более узких терминов, таких как, «состоящий из», «состоящий существенно из», «состоящий большей частью из» и т.д.

Соответственно предметный охват, подлежащий защите, не ограничивается изложенным, а ограничивается нижеследующей формулой изобретения, при этом ее содержание включает все эквиваленты предмета обсуждения формулы изобретения. Все и каждый пункт формулы изобретения включаются в патентное описание как пример реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения является дополнительным описанием и дополнением к предпочтительным примерам реализации настоящего изобретения. Обсуждение здесь какой-либо ссылки не является признанием того, что она является прототипом настоящего изобретения, особенно любой ссылки, дата публикации которой позже даты приоритета данной заявки. Раскрытия всех патентов, патентных заявок и публикаций, приведенных здесь, настоящим включаются как ссылочные в той степени, в какой они представляют иллюстративные, процедурные и иные детали, дополнительные к изложенному здесь.

1. Способ технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, в котором осуществляют:
(а) приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал, в котором цементирующий материал содержит застеклованный глинистый сланец, и
(б) помещение данной цементной композиции в ствол скважины, причем подземная формация содержит вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе.

2. Способ технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, в котором осуществляют:
(а) приготовление цементной композиции, содержащей воду и цементирующий материал, причем цементирующий материал содержит комбинацию застеклованного глинистого сланца с доменным шлаком и/или полугидратом сульфата кальция, и
(б) помещение цементной композиции в ствол скважины, причем цементирующий материал содержит доменный шлак в количестве от около 45% до около 75% относительно веса сухого материала, при этом цементирующий материал содержит полугидрат сульфата кальция в количестве от около 20% до около 55% относительно веса сухого материала.

3. Способ технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, в котором осуществляют:
(а) приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал и замедлитель застывания, причем цементирующий материал содержит застеклованный глинистый сланец, а замедлитель застывания представляет собой цитрат натрия, и
(б) помещение данной цементной композиции в ствол скважины, причем подземная формация содержит вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе.

4. Способ по п.1 или 2, в котором цементирующий материал также содержит доменный шлак или полугидрат сульфата кальция или их комбинации.

5. Способ по п.2 или 4, в котором цементирующий материал содержит доменный шлак и полугидрат сульфата кальция в отношении от около 1:4 до около 4:1.

6. Способ по любому из пп.1-3, в котором цементирующий материал содержит застеклованный глинистый сланец в количестве от около 35% до около 65% относительно веса сухого материала.

7. Способ по любому из пп.1-3, в котором максимальная теплота, выделяемая при гидратации цементной композиции составляет от около 10 британских тепловых единиц/фунт (23,2601 кДж/кг) до около 30 британских тепловых единиц/фунт (69,78 кДж/кг).

8. Способ по любому из пп.1-3, в котором цементная композиция обладает после затвердевания сопротивлением сжатию от около 300 фунтов/квадратный дюйм (2058,5 кПа) до около 2000 фунтов/квадратный дюйм (13790 кПа).

9. Способ по любому из пп.1-3, в котором дополнительно вспенивают цементную композицию.

10. Способ по любому из пп.1-3, в котором цементная композиция содержит также добавку, уменьшающую плотность.

11. Способ по п.10, в котором добавка, уменьшающая плотность, содержит стеклянные шарики, газ или их комбинацию.

12. Цементная композиция, содержащая воду и цементирующий материал, в котором цементирующий материал содержит комбинацию застеклованного глинистого сланца с доменным шлаком и/или полугидратом сульфата кальция, причем цементирующий материал содержит доменный шлак и полугидрат сульфата кальция в отношении от около 1:4 до около 4:1, причем подземная формация содержит вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе.

13. Способ по п.12, в котором цементирующий материал содержит доменный шлак в количестве от около 20% до около 80% относительно веса сухого материала.

14. Цементная композиция по п.12, в которой цементирующий материал содержит застеклованный глинистый сланец в количестве от около 35% до около 65% относительно веса сухого материала.

15. Способ по п.12, в котором цементирующий материал содержит полугидрат сульфата кальция в количестве от около 20% до около 80% относительно веса сухого материала.

16. Цементная композиция по п.12, в которой максимальная теплота, выделяемая при гидратации цементной композиции, составляет от около 10 британских тепловых единиц/фунт (23,2601 кДж/кг) до около 30 британских тепловых единиц/фунт (69,78 кДж/кг).

17. Цементная композиция по п.12, в которой цементная композиция обладает после затвердевания сопротивлением сжатию от около 300 фунтов/квадратный дюйм (2058,5 кПа) до около 2000 фунтов/квадратный дюйм (13790 кПа).



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов. .
Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов на любых глубинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к способу изоляции водопритока и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны. .

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. .

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов.
Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов. .
Изобретение относится к покрытому расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве пласта. .

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, а именно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких давлений, температур и газопроявлений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к тампонажному материалу для цементирования обсадных колонн и способу его приготовления, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 60°C.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, осложненных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород, характеризующихся сплошной и прерывистой льдистостью.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности для проведения капитального ремонта скважин.
Наверх