Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах


 


Владельцы патента RU 2520233:

КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к цементной композиции, способу цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной и к сухой цементной композиции. Цементная композиция содержит: воду; гидравлический цемент - портландцемент и утяжелительную систему, включающую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, с кварцевым песком, где содержание кварцевого песка составляет 10-35% в расчете на массу цемента, причем утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. Способ цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной включает помещение в межтрубное пространство цементной композиции, указанной выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - получение композиции, имеющей высокую плотность, при одновременном сохранении свойств текучих сред, включая способность к перекачиванию, газонепроницаемость, низкую тенденцию к разделению и уменьшенное высокотемпературное снижение прочности цемента. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

 

Уровень техники, к которой относится изобретение

Область изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к совместимым с окружающей средой материалам, используемым в композициях текучих сред, включая буровые растворы, промывочные жидкости, текучие среды для глушения фонтанирующих скважин и цементные композиции для нефтяных, газовых, водяных или геотермальных скважин и т.п., которые имеют желательную высокую плотность, при одновременном сохранении других свойств текучих сред, включая способность к перекачиванию, газонепроницаемость, низкую тенденцию к разделению и уменьшенное высокотемпературное снижение прочности цемента. Варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к уплотненным композициям текучих сред, подходящим для зон цементирования, которые подвержены предельным статическим или динамическим напряжениям. Варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к композициям текучих сред для использования в бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин, которые образуют буфер и препятствуют смешиванию различных текучих сред, используемых в бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин, так называемым буферным текучим средам.

Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к совместимым с окружающей средой материалам, используемым в композициях текучих сред, включая буровые растворы, промывочные жидкости, текучие среды для глушения фонтанирующих скважин и цементирующие композиции для нефтяных, газовых, водяных, нагнетательных, геотермальных скважин и/или других подземных скважин, где композиции включают утяжеляющую или уплотняющую систему, содержащую, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов. Другие варианты осуществления утяжелительной системы согласно настоящему изобретению могут включать металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов наряду с другими традиционными уплотнителями таким образом, что плотность полученной в результате композиции текучих сред и количество утяжелительной системы, добавленной к композиции текучих сред можно регулировать для достижения желательных свойств конечной композиции текучих сред.

Описание предшествующего уровня техники

В процессе бурения глубоких нефтяных и газовых скважин случайно проникаются зоны повышенного давления (или геодавления). В тех случаях когда градиент давления данных зон превышает гидростатическое давление, текучие среды, которые используют традиционные уплотнители или утяжелители с удельным весом, составляющим менее чем 6, можно использовать для контроля давления. Однако во многих случаях данные традиционные утяжелители не обеспечивают требуемых свойств текучих сред, которые необходимы для заканчивания скважины, и являются часто неэффективными, когда открытые зоны имеют низкое межпластовое давление.

Многочисленные проблемы возникают во время бурения зон повышенного давления с чрезмерно легкой промывочной жидкостью для сдерживания давления газа. Такие возникающие условия изменяются от газированной промывочной жидкости (в пластах с низкой проницаемостью), контролируемых выбросов, которые успешно прекращаются закрытием противовыбросовых превенторов, до неконтролируемых выбросов. Чтобы противодействовать зонам повышенного давления, высокоплотную текучую среду закачивают в межтрубное пространство (с задней стороны), бурильные трубы или обсадные трубы (если в скважине отсутствуют бурильные трубы). В случае успеха будет установлен контроль гидростатического давления текучей среды по отношению к зоне повышенного давления. В случае выброса поверхность или промежуточные обсадные трубы часто разделяются, открывая буровую скважину любым ближайшим пресноводным горизонтам. Кроме того, во время операций глушения скважины часто существует риск того, что обсадные трубы отделятся до установления контроля. Более того, операции глушения скважины в случае выбросов не всегда успешны, текучие среды для глушения фонтанирующих скважин могут выбрасываться из скважины и разноситься по окрестностям. Следовательно, любые токсичные химические вещества, содержащиеся в высокоплотной текучей среде, могут передаваться через водоносный горизонт или непосредственно через выброс местной фауне и флоре.

В настоящее время на рынке присутствуют разнообразные буровые растворы и утяжелители. Как правило, буровые растворы имеют водную или углеводородную основу. Одно основное требование хорошего бурового раствора заключается в том, чтобы он был способен суспендировать достаточное количество утяжеляющих добавок для выполнения требований желательной плотности, в частности, по отношению к предотвращению газификации и выбросов при одновременном сохранении способности к перекачиванию. По отношению к буровым растворам на водной основе также известны разнообразные водные загустители. Примеры представляют собой органические материалы, в том числе ксантановые смолы, содержащие алюминий композиции, в том числе гидратированный оксид алюминия, полиакрилаты, полиакриламиды и разнообразные производные целлюлозы. Примеры известных утяжелителей включают барит, гематит, карбонат кальция; галогениды, фосфаты или формиаты цинка, калия или натрия.

При определенных условиях традиционные системы буровых растворов можно утяжелять вплоть до 3590 кг/м3 (тридцать (30) фунтов на галлон), используя галенит в качестве утяжелителя. Другие текучие среды-носители, в том числе бромид цинка и бромид кальция, можно также использовать в качестве носителей галенита. Порошки свинца также использовали для увеличения плотности текучих сред-носителей на основе бромида цинка. Однако, когда скважины находятся в сообщении с водоносным горизонтом, неприемлемо использование какого-либо металла или растворимого материала, считающегося токсичным. Кроме того, недопустимо, чтобы тяжелая текучая среда-носитель содержала растворимый и способный распространяться бромид и цинк.

По отношению к контролю выбросов текучие среды должны обладать двумя желательными качествами, включая хорошую способность к перекачиванию и достаточно высокую плотность для уравновешивания давлений в скважине. В случае выбросов проблемам окружающей среды уделяют дополнительное внимание, потому что существует повышенная вероятность сообщения с водоносным горизонтом, а также возможность выделения текучих сред во время выброса. Плотность текучей среды, которая необходима в целях уравновешивания, также зависит от параметров скважины.

Цементные композиции, когда их используют в нефтепромысловых применениях, должны иметь высокую способность к перекачиванию и достаточно высокие плотности, чтобы уравновешивать скважинные давления в подземном пласте. Когда пласт находится в сообщении с подземной водой, в том числе из водоносного горизонта, неприемлемо использование металлов или водорастворимых материалов, считающихся токсичными. Кроме того, высокоплотнные цементные композиции находят дополнительное применение в качестве буйкового балласта, корабельного балласта и цементирующего материала.

При цементировании нефтяных скважин цементный раствор закачивают в обсадную колонну и за межтрубное пространство между внешней поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины. Две наиболее важные цели процесса цементирования заключаются в предотвращении переноса газа и жидкости между подземными пластами и в связывании и поддержке обсадной колонны. Помимо герметизации нефтяных, газовых и водяных продуктивных пластов, цемент также защищает обсадную колонну от коррозии, предотвращает выбросы нефти и газа, так как цементный раствор быстро герметизирует скважину, защищает обсадную колонну от перегрузок и герметически заделывает пласт с потерей циркуляции.

Время затвердевания цементного раствора необходимо регулировать для обеспечения того, чтобы цементный раствор не затвердевал до тех пор, пока данный раствор не достигнет нужного места при его закачивании в скважину. Время затвердевания, которое необходимо, будет зависеть от глубины цементирования, температуры в скважине и других факторов.

Плотность цементного раствора важна для процессов цементирования. Для нефтяных скважин, пробуренных через пласты высокого давления, используют цементные растворы, имеющие высокую плотность, чтобы избежать неконтролируемых выбросов. Для нефтяных скважин, которые бурят через пласты низкого давления, где не рекомендуется подвергать пласты высокому гидростатическому давлению, следует использовать цементные растворы, имеющие низкую плотность, потому что цементные растворы, имеющие чрезмерно высокую плотность и, следовательно, высокое гидростатическое давление, могут привести к прорыву пласта и потере цементного раствора в пласте (потере циркуляции).

Другим важным свойством цементного раствора является быстрое твердение. Быстрое твердение является решающим для определения того, как скоро процесс бурения можно возобновить после завершения процесса цементирования. Обычно удовлетворительными являются цементы, которые имеют прочность на сжатие через 24 часа, составляющую, по меньшей мере, 1,5 МПа. Развитие быстрого твердения цементного раствора сильно зависит от температуры в скважине.

Для цементных растворов, которые используют для цементирования высокотемпературных скважин, также важно, чтобы эти цементные растворы не теряли свою прочность с течением времени. Известно, что при температурах, превышающих приблизительно 110°C, обыкновенные растворы портландцемента с течением времени теряют свою прочность, потому что их нормальная связующая фаза (гидроксид кальция) превращается в α-Ca2SiO4. Это явление хорошо известно и называется снижением прочности цемента.

Высокоплотные цементные растворы производят добавлением высокоплотного материала-наполнителя, например барита, в обычный цементный раствор для нефтяных скважин, включающий портландцемент, воду и добавки для контроля реологических свойств цементного раствора. Интервал плотности так называемых высокоплотных цементных растворов для нефтяных скважин составляет от приблизительно 2,0 до 2,3 г/см3.

Как указано выше, известны высокоплотные цементные растворы для цементирования нефтяных скважин, которые являются газонепроницаемыми или проявляют низкую тенденцию к потере прочности при высоких температурах. Основной недостаток известных высокоплотных цементных растворов для цементирования нефтяных скважин заключается в том, что требуемый высокоплотный материал-наполнитель влияет на прочность цемента на сжатие и проявляет тенденцию к оседанию или провисанию при увеличении температуры. Оседание высокоплотного материала-наполнителя приводит к переменной плотности в колонне цементного раствора с высокой плотностью на дне колонны и низкой плотностью на верху колонны. Это различие в плотности может вызывать проблемы у операторов, контролирующих давление в скважине, и может в худшем случае вызывать неконтролируемый выброс.

При роторном бурении скважин буровой раствор обычно циркулирует вниз по бурильной колонне и в межтрубном пространстве между бурильной колонной и лицевой поверхностью ствола скважины. Буровой раствор может содержать множество различных химических веществ, но наиболее часто он содержит загуститель, например бентонит. Когда обсадную колонну или хвостовик обсадной колонны необходимо цементировать в стволе скважины, любой буровой раствор и остатки загустителя, присутствующие в стволе скважины, предпочтительно удалять, чтобы содействовать связыванию цемента между обсадной колонной или хвостовиком обсадной колонны и стволом скважины. Для удаления этого бурового раствора из ствола скважины и очистки межтрубного пространства можно вводить воду или буферную текучую среду после цементного раствора.

Буферные текучие среды традиционно используют в операциях цементирования в отношении заканчивания скважины следующим образом. Буровые растворы и цементные растворы обычно представляют собой химически несовместимые текучие среды, в которых происходит значительное гелеобразование или флокуляция, если допустить их взаимный контакт. Таким образом, буровой раствор необходимо удалять из межтрубного пространства ствола скважины непосредственно перед помещением в него цементного раствора. Буферные текучие среды закачивают между буровым раствором и цементным раствором, чтобы образовать буфер и предотвратить вступление в контакт бурового раствора и цементного раствора.

Буферные текучие среды должны также обладать определенными реологическими свойствами, включая турбулентный поток при пониженных скоростях сдвига, что способствует удалению твердых гранул и обеспечивает удаление со стенок скважины глинистой корки, образующейся в результате фильтрации бурового раствора. Действительно, общей причиной неудачного первичного цементирования является неполное вытеснение буровых растворов, что приводит к развитию заполненных буровым раствором каналов в цементе. Эти заполненные буровым раствором каналы могут открываться во время эксплуатации скважины и создавать вертикальную миграцию нефти и газа за обсадной колонной.

В патенте США № 4584327 описаны высокоплотные текучие среды, включающие воду; гелеобразующее вещество, выбранное из группы, состоящей из оксидов сурьмы, оксида цинка, оксида бария, сульфата бария, карбоната бария, оксида железа, гематита, других железных руд и их смесей, причем указанное гелеобразующее вещество имеет средний диаметральный размер частиц в интервале от приблизительно 0,5 до приблизительно 10,0 микрометров; гидравлический цемент, причем указанный гидравлический цемент имеет средний размер частиц в интервале от приблизительно 30 до приблизительно 200 микрометров, где указанный гидравлический цемент и указанное гелеобразующее вещество имеют физический состав в отношении размера мелких частиц, высокой плотности и свойства межповерхностного притяжения, достаточный для образования суспензии с указанной водой, которая имеет предельное статическое напряжение сдвига, составляющее, по меньшей мере, 0,48 кг/м2 (10 фунтов на 100 квадратных футов); и утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из железного порошка, гематита, других железных руд, стальной буровой дроби, вольфрама, олова, марганца, чугунной дроби и их смесей, причем указанный утяжелитель имеет средний диаметральный размер частиц, превышающий от приблизительно 2 до приблизительно 20 раз средний размер частиц гелеобразующего вещества; указанная текучая среда имеет плотность, составляющую от 2876 кг/м3 (24 фунта на галлон) до приблизительно 4793 кг/м3 (40 фунтов на галлон).

В патенте США № 4935060 описаны гидравлические цементные растворы, которые включают 5-85% микрокремнезема на основании массы цемента; 5-250% высокоплотного материала-наполнителя на основании массы цемента, причем указанный высокоплотный материал-наполнитель выбран из группы, состоящей из барита, гематита и ильменита, 0-5% замедлителя схватывания (сухая масса) на основании массы цемента, 0-12% разбавителя (сухая масса) на основании массы цемента, 0-8% снижающей водоотдачу добавки (сухая масса) на основании массы цемента, 0-30% кремнеземного материала на основании массы цемента, причем указанный кремнеземный материал выбран из группы, состоящей из кварцевой муки и кварцевого песка, и воду в таком количестве, что цементный раствор имеет плотность в интервале между 1,95 и 2,40 г/см3.

В патенте США № 5030366 описаны композиции буферных растворов, включающие сульфированный сополимер стирола и малеинового ангидрида, этоксилированное поверхностно-активное вещество на основе нонилфенола и воду.

В патенте США № 5789352 описаны композиции буферных растворов, включающие глину на основе гидратированного силиката магния, выбранную из группы, состоящей из сепиолита и аттапульгита, присутствующую в количестве, составляющем от приблизительно 15% до приблизительно 85% от массы указанной композиции; диоксид кремния, присутствующий в количестве, составляющем от приблизительно 15% до приблизительно 85% от массы указанной композиции; и органический полимер, выбранный из группы, состоящей из велановой смолы, ксантановой смолы, галактоманнановых смол, сукциноглюкановых смол, склероглюкановых смол и целлюлозы и ее производных, присутствующих в количестве, составляющем от приблизительно 0,5% до приблизительно 10% от массы указанной композиции.

В патенте США № 6742592 описаны способы цементирования зоны скважины, включающие закачивание в скважину цементирующей композиции, которая включает: (i) гидравлическое связующее; (ii) зернистый материал, который имеет удельный вес, превышающий 3; и (iii) армирующие частицы, которые включают эластичный материал; имеет плотность, составляющую менее чем приблизительно 1,5 г/см3; имеет коэффициент Пуассона, составляющий более чем 0,3; и имеет средний размер зерен, составляющий менее чем приблизительно 600 мкм.

Таким образом, по-прежнему существует техническая необходимость в совместимой с окружающей средой высокоплотной композиции текучих сред, которая пригодна для использования в подземном бурении и контроле выбросов, или в качестве цементирующей композиции, которая пригодна для использования в нефтепромысловых применениях или цементирующих применениях, или в качестве балласта для судов и буйков.

Сущность изобретения

Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложена цементирующая композиция, включающая:

воду;

гидравлический цемент; и

утяжелительную систему, содержащую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, причем данная утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. Утяжелительная система увеличивает плотность композиции, сохраняя в то же время другие свойства, включающие, по меньшей мере, способность к перекачиванию, газонепроницаемость, низкую тенденцию к разделению, и/или уменьшенное высокотемпературное снижение прочности цемента.

Другой аспект настоящего изобретения относится к «сухой» цементной композиции, которую разбавляют водой и получают композицию согласно основному аспекту и которая включает гидравлический цемент и утяжелительную систему, содержащую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, причем данная утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. Другие аспекты настоящего изобретения относятся к композициям буровых растворов и буферных текучих сред и к способам цементирования, бурения и замены текучих сред в операциях бурения.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композиции буровых растворов, включающие эффективное количество высокоплотной добавки или утяжелительной системы, в которых данное количество является достаточным для придания композициям желательной высокой объемной плотности, и где система включает металлокремниевый сплав или их смесь, и где система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 7,0 г/см3. Как правило, плотность системы не превышает 20 г/см3.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают цементные композиции для цементирования подземных скважин, включающие эффективное количество высокоплотной добавки или утяжелительной системы, причем данное количество является достаточным для придания композициям желательной высокой объемной плотности, и где добавка или система включает реагент в виде металлокремниевого сплава или смеси металлокремниевых сплавов, имея плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 7,0 г/см3. Как правило, плотность системы не превышает 20 г/см3.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композиции буферных текучих сред, включающие эффективное количество высокоплотной добавки или утяжелительной системы, причем данное количество является достаточным для придания композициям желательной высокой объемной плотности, и где добавка или система включает реагент в виде металлокремниевого сплава или их смеси, имея плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 7,0 г/см3. Как правило, плотность системы не превышает 20 г/см3.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композиции сухих смесей для получения водных буферных текучих сред путем смешивания с водой, где данные композиции включают эффективное количество высокоплотной добавки или утяжелительной системы, причем данное количество является достаточным для придания композициям желательной высокой объемной плотности, и где добавка или система включает металлокремниевый сплав или смесь металлокремниевых сплавов, имея плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,5 г/см3. В определенных вариантах осуществления система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 7,0 г/см3. Как правило, плотность системы не превышает 20 г/см3.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы подземного бурения, включающие циркуляцию бурового раствора в процессе бурения скважины, где буровой раствор включает эффективное количество утяжелительной системы, содержащей, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав в буровой скважине, причем данное количество является эффективным для увеличения веса столба текучей среды до желательного давления, и где буровой раствор имеет улучшенные свойства по сравнению с буровым раствором, содержащим эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы подземного цементирования, включающие закачивание цементирующей композиции, содержащей эффективное количество утяжелительной композиции, включающей, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, в обсаженную или необсаженную буровую скважину, причем данное количество является эффективным для получения цемента, имеющего относительно низкую пластическую вязкость, относительно низкое предельное напряжение сдвига, относительно более высокую скорость отверждения, относительно более высокую прочность после 6 часов отверждения и относительно более высокую конечную прочность после отверждения по сравнению с цементирующей композицией, содержащей эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы, включающие вытеснение в скважине первой текучей среды, в том числе бурового раствора, несовместимой второй текучей средой, в том числе цементным раствором. Буферная текучая среда своим действием отделяет первую текучую среду от второй текучей среды и оттесняет первую текучую среду от стенок скважины, причем буферная текучая среда включает эффективное количество утяжелительной системы согласно настоящему изобретению. В операциях бурения и заканчивания скважин цель буферной текучей среды заключается в том, чтобы образовать суспензию, удалить частично дегидратированные/желатинизированные буровые растворы и обломки выбуренной породы из ствола скважины и допустить помещение в ствол скважины второй текучей среды, например солевых растворов, для заканчивания.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение можно лучше понять, обратившись к следующему подробному описанию вместе с прилагаемыми иллюстративными чертежами, в которых подобные элементы имеют одинаковые числовые обозначения.

Фиг. 1 представляет испытание ультразвуковым анализатором цемента цементирующей композиции согласно предшествующему уровню техники, включающей 2217 кг/м3 (18,5 фунтов на галлон) гематита и полученной добавлением к текучей среде 37 фунтов на мешок (40 мас.%) гематита.

Фиг. 2 представляет испытание ультразвуковым анализатором цемента цементирующей композиции согласно предшествующему уровню техники, включающей 2217 кг/м3 (18,5 фунтов на галлон) ферросилиция и полученной добавлением к текучей среде 27 фунтов на мешок (29 мас.%) ферросилиция.

Определения терминов, используемых в изобретении

Следующие определения приведены, чтобы содействовать специалистам в данной области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.

Термин «поверхностно-активное вещество» означает растворимое или частично растворимое соединение, которое уменьшает поверхностное натяжение жидкостей или уменьшает межфазное натяжение между двумя жидкостями или жидкой и твердой фазами за счет своего скопления и ориентации на данных поверхностях раздела.

Термин «буровые растворы» означает любую текучую среду, которую используют во время операций бурения скважин, включая нефтяные и/или газовые скважины, геотермальные скважины, водяные скважины или другие аналогичные скважины.

Термин «растворы для заканчивания скважины» означает любую текучую среду, которую используют в операциях заканчивания нефтяной и/или газовой скважины.

Термин «эксплуатационные текучие среды» означает любую текучую среду, которую используют в эксплуатационных операциях нефтяной и/или газовой скважины.

Термин «цементирующая композиция» или «цементная композиция» означает композицию, используемую для цементирования или заканчивания подземной скважины.

Термин «гидравлический цемент» означает цементирующую композицию, которая застывает в твердую монолитную массу под воздействием воды. Как правило, в настоящем изобретении можно использовать любой гидравлический цемент. В определенных вариантах осуществления можно использовать портландцемент вследствие его низкой стоимости, доступности и общеприменимости. В других вариантах осуществления в настоящем изобретении можно использовать портландцементы классов A, E, C, H и/или G по классификации Американского нефтяного института (API). В других вариантах осуществления можно использовать цементы других классов API, в том числе цемент на основе алюмината кальция и гипса. Кроме того, можно использовать смеси или сочетания компонентов данных цементов.

Характеристики данных цементов описаны в технических условиях API для материалов и испытаний скважинных цементов («Технические условия API 10 A», первое издание, январь 1982 г.), которые включены в настоящее описание посредством ссылки.

Термин «буферная текучая среда или промывочная текучая среда» означает текучую среду, используемую для изоляции текучих сред или для промывки от одной текучей среды таким образом, чтобы ее можно было заменить второй текучей средой.

Буровой раствор с повышенным давлением означает буровой раствор, имеющий циркуляционную гидростатическую плотность (давление), которая превышает пластовую плотность (давление).

Буровой раствор с пониженным и/или управляемым давлением означает буровой раствор, имеющий циркуляционную гидростатическую плотность (давление) ниже или на уровне пластовой плотности (давления). Например, если известный пласт на фактической вертикальной глубине (ФВГ), составляющей 10000 футов (3048 м), имеет гидростатическое давление, составляющее 5000 фунтов на кв.дюйм, или 3,4•107 Па (5000 фунтов на квадратный дюйм), или 1150 кг/м3 (9,6 фунто-метров на галлон), буровой раствор с пониженным давлением имел бы гидростатическое давление, не превышающее 1150 кг/м3 (9,6 фунто-метров на галлон). Большинство буровых растворов с пониженным и/или управляемым давлением включают, по меньшей мере, снижающую плотность добавку. Другие добавки включают, главным образом, ингибитор коррозии, регулятор кислотности и/или ингибиторы образования отложений.

Термин «пенообразующий» означает состав, который при смешивании с газом образует устойчивую пену.

Термин «гтг» означает количество галлонов на тысячу галлонов.

Термин «фтг» означает количество фунтов на тысячу галлонов.

Подробное описание изобретения

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что буровой раствор, буферную текучую среду и цементирующие композиции для применения в бурении и цементировании скважин можно составлять, используя безопасный, экономичный и благоприятный для окружающей среды материал, имеющий удельный вес, который составляет не менее чем приблизительно 6,0, для получения высокоплотного бурового раствора, буферной текучей среды и цементирующих композиций. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что определенные металлокремниевые сплавы, имеющие удельный вес, который составляет не менее чем приблизительно 6,0, обеспечивают буровой раствор, буферную текучую среду или цементирующие композиции, которые уплотнены меньшим количеством материала, в то же время не уменьшающего и не влияющего неблагоприятно на другие свойства текучих сред. В определенных вариантах осуществления авторы настоящего изобретения обнаружили, что зернистый металлокремниевый сплав, имеющий удельный вес около 7,0, обеспечивает буровой раствор, буферную текучую среду или цементирующие композиции, которые уплотнены меньшим количеством материала, в то же время не уменьшающего и не влияющего неблагоприятно на другие свойства текучих сред. Меньшее количество материала, требуемого для увеличения плотности, учитывает более оптимизированный состав реологических и механических свойств определенных текучих сред.

Буровые растворы

Как правило, буровой раствор используют в процессе бурения скважины. Буровые растворы можно составлять для так называемого бурения при повышенном давлении (гидростатическое давление столба бурового раствора превышает поровое давление пласта), бурения при пониженном давлении (гидростатическое давление столба бурового раствора ниже, чем поровое давление пласта) или бурение при регулируемом давлении, где гидростатическое давление бурового раствора регулируют в зависимости от природы материала, через который осуществляют бурение. В каждом типе бурения используют различные типы буровых растворов. Композиции согласно настоящему изобретению предназначены для производства высокоплотных буровых растворов для использования бурения при повышенном давлении и текучих сред для глушения скважины в случае проблем с добычей или заканчиванием.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям буровых растворов, включающих эффективное количество высокоплотной добавки, где данное количество является достаточным для придания композициям желательной высокой объемной плотности, и где данная добавка представляет собой реагент в виде металлокремниевого сплава или смеси металлокремниевых сплавов, имея плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям буровых растворов, включающим утяжелительную систему, содержащую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, где утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3, и где утяжелительная система увеличивает плотность композиции, сохраняя в то же время другие свойства, включая, по меньшей мере, способность к перекачиванию, газонепроницаемость, низкую тенденцию к разделению и/или уменьшенное высокотемпературное снижение прочности цемента.

Интервалы составов композиций

В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения утяжелительная система может присутствовать в количестве, составляющем до приблизительно 200 частей по массе композиции. В предпочтительных вариантах осуществления утяжелительная система может присутствовать в количестве, составляющем от 10 до 200 частей по массе композиции. В частности, утяжелительная система может присутствовать в количестве, составляющем от 20 до 100 частей по массе композиции.

В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения гидравлический цемент может присутствовать в количестве, составляющем до приблизительно 100 частей по массе композиции. В предпочтительных вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в количестве от 5 до 100 частей по массе композиции. В частности, гидравлический цемент может присутствовать в количестве от 10 и 50 частей по массе композиции.

В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения вода может присутствовать в количестве, составляющем до приблизительно 80 частей по массе композиции. В предпочтительных вариантах осуществления вода может присутствовать в количестве от 4 до 80 частей по массе композиции. В частности, вода может присутствовать в количестве от 8 до 40 частей по массе композиции.

В определенных вариантах осуществления композиция включает эффективное количество высокоплотной добавки, где данное количество является достаточным для придания композициям желательной высокой объемной плотности, и где данная добавка представляет собой реагент в виде металлокремниевого сплава или смеси металлокремниевых сплавов, имея плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. В других вариантах осуществления эффективное количество зависит от общей плотности, реологических и механических свойств требуемой текучей среды.

Подходящие реагенты

Уплотнительные или утяжелительные реагенты для использования в настоящем изобретении

Утяжелительные системы настоящего изобретения включают металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов. Подходящие металлокремниевые сплавы для использования в композиции согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, ферросилиций, перриит, ферромарганец, сплав ферромарганца с кремнием, другие металлокремниевые сплавы или их смеси или сочетания. Другие уплотнительные или утяжелительные реагенты или агенты включают, без ограничения, железо, сталь, барит, гематит, другие железные руды, вольфрам, олово, марганец, оксид марганца(IV), карбонат кальция, ильменит, песок или их смеси. Металлокремниевые сплавы и другие уплотнительные или утяжелительные реагенты могут присутствовать в виде наночастиц, микрочастиц, порошков (смесь частиц различного размера), дроби, гранул или их смесей и сочетаний. В некоторых вариантах осуществления порошки включают частицы, имеющие средний диаметральный размер, составляющий от приблизительно 10 нм до приблизительно 1 мм. В других вариантах осуществления порошок включает частицы, имеющие средний диаметральный размер, составляющий от приблизительно 100 нм до приблизительно 500 мкм. В других вариантах осуществления порошок включает частицы, имеющие средний диаметральный размер, составляющий от приблизительно 500 нм до приблизительно 500 мкм.

Подходящие компоненты буровых растворов для текучих сред на водной основе

Подходящие текучие среды на водной основе для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, морскую воду, пресную воду, соленую воду или систему такого состава, который содержит до приблизительно 30% сырой нефти.

Подходящие компоненты буровых растворов для текучих сред на нефтяной основе

Подходящие текучие среды на нефтяной основе для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, синтетические углеводородные текучие среды, углеводород текучие среды на нефтяной основе, природные углеводородные (неводные) текучие среды или другие аналогичные углеводороды или их смеси или сочетания. Углеводородные текучие среды для использования в настоящем изобретении имеют вязкости в интервале от приблизительно 5•10-6 до приблизительно 600•10-6 м2/с (от 5 до приблизительно 600 сантистокс). Иллюстративные примеры указанных углеводородных текучих сред включают, без ограничения, поли-α-олефины, полибутены, сложные эфиры полиолов, растительные масла, животные масла, другие эфирные масла, дизельное топливо с низким или высоким содержанием серы, керосин, топливо для реактивных двигателей, олефины с внутренними двойными связями (IO), содержащие приблизительно от 12 до 20 атомов углерода, линейные α-олефины, содержащие приблизительно от 14 до 20 атомов углерода, поли-α-олефины, содержащие приблизительно от 12 до приблизительно 20 атомов углерода, изомеризованные α-олефины (IAO), содержащие приблизительно от 12 до приблизительно 20 атомов углерода, парафины Naptha и Linpar от фирмы VM&P, содержащие от 13 до приблизительно 16 атомов углерода, и их смеси или сочетания.

Подходящие поли-α-олефины (PAO) включают, без ограничения, полиэтилены, полипропилены, полибутены, полипентены, полигексены, полигептены, высшие PAO, их сополимеры и их смеси. Иллюстративные примеры PAO включают PAO, которые продает фирма Mobil Chemical Company, в том числе текучие среды с гидродинамикой сглаженных частиц (SHF), и PAO, которые продавала фирма Ethyl Corporation под наименованием ETHYLFLO и в настоящее время продает фирма Albemarle Corporation под торговым наименованием Durasyn. Указанные текучие среды включают имеющие наименования ETHYLFLO 162, 164, 166, 168, 170, 174 и 180. В высокой степени пригодные PAO для использования в настоящем изобретении включают смеси, содержащие приблизительно 56% ETHYLFLO (в настоящее время Durasyn 174) и приблизительно 44% ETHYLFLO (в настоящее время Durasyn 168).

Иллюстративные примеры полибутенов включают, без ограничения, продаваемые фирмами Amoco Chemical Company и Exxon Chemical Company под торговыми наименованиями INDOPOL и PARAPOL соответственно. В высокой степени полибутены для использования в настоящем изобретении включают INDOPOL 100 от фирмы Amoco.

Иллюстративные примеры сложных эфиров полиолов включают, без ограничения, неопентилгликоли, триметилолпропаны, пентаэритриты, дипентаэритриты и сложные диэфиры, в том числе диоксилсебацинат (DOS), диоктилазелаинат (DOZ) и диоктиладипат.

Иллюстративные примеры текучих сред на нефтяной основе включают, без ограничения, вазелиновые минеральные масла, парафиновые масла и нафтеновые масла со средним индексом вязкости (MVI), имеющие вязкости в интервале от приблизительно 5•10-6 до приблизительно 600•10-6 м2/с (от 5 до приблизительно 600 сантистокс) при 40ºC. Иллюстративные примеры вазелиновых минеральных масел включают масла, которые продают фирмы Witco Corporation, Arco Chemical Company, PSI и Penreco. Иллюстративные примеры парафиновых масел включают нейтральные масла-растворители от фирмы Exxon Chemical Company, нейтральные масла с высоким индексом вязкости (HVI), которые поставляет фирма Shell Chemical Company, и обработанные растворителем нейтральные масла, которые поставляет фирма Arco Chemical Company. Иллюстративные примеры нафтеновых масел MVI включают экстрагированные растворителем палевые смазочные дистиллятные масла, полученные из береговой нефти, которые поставляет фирма Exxon Chemical Company, экстрагированные растворителем/обработанные кислотой масла MVI, которые поставляет фирма Shell Chemical Company, и нафтеновые масла, продаваемые под наименованиями HydroCal и Calsol фирмой Calumet.

Иллюстративные примеры растительных масел включают, без ограничения, касторовые масла, кукурузное масло, оливковое масло, подсолнечное масло, кунжутное масло, арахисовое масло, другие растительные масла, модифицированные растительные масла, в том числе сшитые касторовые масла и т.п., и их смеси. Иллюстративные примеры животных масел включают, без ограничения, сало, жир норки, лярд, другие животные масла и их смеси. Также хорошо работают другие эфирные масла. Разумеется, можно также использовать смеси всех перечисленных выше масел.

Подходящие пенообразователи для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пенообразователь, подходящий для вспенивания буровых растворов на углеводородной основе. Иллюстративные примеры пенообразователей включают, без ограничения, кремнийорганические пенообразователи, в том числе тетра(триметилсилоки)силан, фторированные олигомерные или полимерные пенообразователи, в том числе фторированный метакриловый сополимер, или другие аналогичные пенообразователи, способные образовывать пену в буровых растворах на углеводородной или нефтяной основе, или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры указанных пенообразователей включают, без ограничения, DC-1250, поставляемый фирмой Dow Corning; Zonyl FSG, поставляемый фирмой DuPont; APFS-16, поставляемый фирмой Applied Polymer; A4851, поставляемый фирмой Baker Petrolite; Superfoam, поставляемый фирмой Oilfield Solutions; Paratene HFA, поставляемый фирмой Woodrising; DVF-880, поставляемый фирмой Parasol Chemicals INC., JBR200, JBR300, JBR400 и JBR500, поставляемые фирмой Jeneil Biosurfactant Company; Paratene HFA, Paratene HFB, Paratene MFA, Paratene MFB, поставляемые фирмой Woodrising Resources Ltd., или их смеси или сочетания.

Подходящие полимеры для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой полимер, растворимый в основной углеводородной текучей среде. Иллюстративные полимеры включают, без ограничения, полимер, включающий звенья одного или более (одного, двух, трех, четырех, пяти,..., любого желательного количества) полимеризующихся моноолефинов или диолефинов. Иллюстративные примеры включают, без ограничения, полиэтилен, полипропилен, полибутилен или другие поли-α-олефины, полистирол или другие ароматические полиолефины, полибутадиен, полиизопрен или другие полидиолефины или их сополимеры (полимер, включающий два или более моноолефинов или диолефинов), или сополимеры, включающие небольшое количество других сополимеризующихся мономеров, в том числе акрилаты (акриловая кислота, метилакрилат, этилакрилат и т.д.), метакрилаты (метакриловая кислота, метилметакрилат, этилметакрилат и т.д.), винилацетат, малеиновый ангидрид, янтарный ангидрид и т.п., при том условии, разумеется, что полученный полимер растворим в основной текучей среде на углеводородной основе.

Подходящие гелеобразующие вещества для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любое гелеобразующее вещество, выбранное из оксидов сурьмы, оксида цинка, оксида бария, сульфата бария, карбоната бария, оксида железа, гематита, других железных руд и их смесей. Иллюстративные примеры гелеобразующих веществ включают сложные эфиры фосфорной кислоты, сополимер этилена и акриловой кислоты, сополимеры этилена и метакриловой кислоты, сополимеры этилена и винилацетата сополимеры этилена и малеинового ангидрида, сополимеры бутадиена и метакриловой кислоты, сополимеры этилена и метакриловой кислоты, сополимеры стирола, бутадиена и акриловой кислоты, сополимеры стирола, бутадиена и метакриловой кислоты или другой сополимер, включающий мономеры, содержащие кислотные фрагменты, или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры гелеобразующих веществ из числа сложных эфиров фосфорной кислоты включают, без ограничения, WEC HGA 37, WEC HGA 70, WEC HGA 71, WEC HGA 72, WEC HGA 702 или их смеси или сочетания, которые поставляет фирма Weatherford International. Другие подходящие гелеобразующие вещества включают, без ограничения, Geltone II, поставляемый фирмой Baroid; Ken-Gel, поставляемый фирмой Imco, и т.п.

Подходящие сшивающие агенты для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой подходящий сшивающий агент для использования с гелеобразующими веществами. Иллюстративные сшивающие агенты включают, без ограничения, соли двух- и трехвалентных металлов, в том числе соли кальция, соли магния, соли бария, соли одновалентной меди, соли двухвалентной меди, соли трехвалентного железа, соли алюминия или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры сшивающего агента для использования со сложными эфирами фосфорной кислоты включают, без ограничения, WEC HGA 44, WEC HGA 48, WEC HGA 55se, WEC HGA 55s, WEC HGA 61, WEC HGA 65 или их смеси или сочетания, которые поставляет фирма Weatherford International.

Подходящие пеногасители для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пеногаситель, способный уменьшать высоту пены вспененного бурового раствора системы согласно настоящему изобретению. Иллюстративные примеры пеногасителей представляют собой низкомолекулярные спирты, причем предпочтительным является изопропанол или изопропиловый спирт (IPA). В определенных вариантах осуществления пеногаситель может представлять собой Clear Air 2325, который поставляет фирма Clearwater International (Хьюстон, штат Техас).

Газы

Подходящие газы для вспенивания пенообразующего ионносвязанного гелевого состава включают, без ограничения, азот, диоксид углерода или любой другой газ, подходящий для использования в гидравлическом разрыве пласта, или их смеси или сочетания.

Ингибиторы коррозии

Подходящие ингибиторы коррозии для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, соли четвертичных аммониевых оснований, например хлориды, бромиды, йодиды, диметилсульфаты, диэтилсульфаты, нитриты, бикарбонаты, карбонаты, гидроксиды, алкоксиды и т.п., или их смеси или сочетания; соли азотистых оснований или их смеси или сочетания. Примерные соли четвертичных аммониевых оснований включают, без ограничения, соли четвертичных аммониевых оснований, полученные из амина и агента кватернизации, например алкилхлориды, алкилбромиды, алкилйодиды, алкилсульфаты, в том числе диметилсульфат, диэтилсульфат и т.д., дигалогенированные алканы, в том числе дихлорэтан, дихлорпропан, дихлорэтиловый эфир, спиртовые аддукты эпихлоргидрина, этоксилаты и т.п. или их смеси или сочетания; и аминные агенты, например алкилпиридины, в частности высокоалкилированные алкилпиридины, алкилхинолины, синтетические третичные амины C6-C24, амины, полученные из природных продуктов, включая кокосовые орехи и т.п., диалкилзамещенные метиламины, амины, полученные по реакции жирных кислот или масел и полиаминов, амидоимидазолины диэтилентриамина (DETA) и жирных кислот, имидазолины этилендиамина, имидазолины диаминоциклогексана, имидазолины аминоэтилэтилендиамина, пиримидин пропандиамина и алкилированного пропендиамина, оксиалкилированные моно- и полиамины, достаточные для превращения всех лабильных атомов водорода в аминах в кислородсодержащие группы и т.п., или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры солей азотистых оснований включают, без ограничения, соли азотистых оснований, полученные из солей, например, монокарбоновых кислот C1-C8, в том числе муравьиная кислота, уксусная кислота, пропионовая кислота, масляная кислота, валериановая кислота, капроновая кислота, энантовая кислота, каприловая кислота, 2-этилгексановая кислота и т.п.; дикарбоновые кислоты C2-C12, ненасыщенные карбоновые кислоты и ангидриды C2-C12 и т.п.; поликислоты, в том числе дигликолевая кислота, аспарагиновая кислота, лимонная кислота и т.п.; гидроксикислоты, в том числе молочная кислота, итаконовая кислота и т.п.; ариловые и гидроксиариловые кислоты; природные или синтетические аминокислоты; тиокислоты, в том числе тиогликолевая кислота (TGA); свободные кислотные формы производных фосфорной кислоты и гликоля, этоксилаты, этоксилированные амины и т.п., и аминосульфокислоты; или их смеси или сочетания и амины, например амины высокомолекулярных жирных кислот, в том числе кокоамин, амины жирных кислот твердого жира и т.п.; амины оксиалкилированных жирных кислот; полиамины (ди-, три-, тетра- или высшие) высокомолекулярных жирных кислот; полиамины оксиалкилированных жирных кислот; аминоамиды, в том числе продукты реакции карбоновых кислот с полиаминами, где эквивалентов карбоновой кислоты меньше, чем эквивалентов реагирующих аминов, и их оксиалкилированные производные; пиримидины жирных кислот; моноимидазолины этилендиамина (EDA), DETA или высшие этиленамины, гексаметилендиамин (HMDA), тетраметилендиамин (TMDA) и их высшие аналоги; бисимидазолины, имидазолины моно- и полиорганических кислот; оксазолины, полученные из моноэтаноламина и жирных кислот или масел, амины сложных эфиров жирных кислот, моно- и бисамиды аминоэтилпиперазина; соли GAA и TGA и продуктов реакции сырого таллового масла или дистиллированного таллового масла с диэтилентриамином; соли GAA и TGA и продуктов реакции димерных кислот со смесями полиаминов, включая TMDA, HMDA и 1,2-диаминоциклогексан; соль TGA и имидазолина, полученного из DETA с жирными кислотами таллового масла или соевого масла, масла канолы и т.п.; или их смеси или сочетания.

Другие добавки

Буровые растворы согласно настоящему изобретению могут также включать другие добавки, в том числе ингибиторы образования отложений, контролирующие диоксид углерода, добавки, контролирующие парафины, добавки, контролирующие кислород, или другие добавки.

Контроль образования отложений

Подходящие добавки для контроля образования отложений, которые полезны в составах согласно настоящему изобретению, включают, без ограничения, хелатообразующие агенты, например соли Na+, K+ или NH4+ и этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA); соли Na+, K+ или NH4+ и нитрилотриуксусной кислоты (NTA); соли Na+, K+ или NH4+ и эриторбовой кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и тиогликолевой кислоты (TGA); соли Na+, K+ или NH4+ и гидроксиуксусной кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и лимонной кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и винной кислоты или другие аналогичные соли или их смеси или сочетания. Подходящие добавки, которые работают на пороговых эффектах, комплексообразователи, включают, без ограничения: фосфаты, например гексаметилфосфат натрия, линейные фосфатные соли, соли полифосфорной кислоты, фосфонаты, например неионные, включая HEDP (гидроксиэтилидендифосфорная кислота), PBTC (фосфоноизобутантрикарбоновая кислота), аминофосфонаты MEA (моноэтаноламин), NH3, EDA (этилендиамин), бисгидроксиэтилендиамин, бисаминоэтилэфир, DETA (диэтилентриамин), HMDA (гексаметилендиамин), высшие гомологи и изомеры HMDA, полиамины EDA и DETA, дигликоламин и его гомологи, или аналогичные полиамины или их смеси или сочетания; сложные эфиры фосфорной кислоты, например сложные эфиры полифосфорной кислоты или сложные эфиры пентоксида фосфора (P2O5) и алканоламинов, включая MEA, DEA, триэтаноламин (TEA), бисгидроксиэтилэтилендиамин; этоксилированные спирты, глицерин, гликоли, в том числе EG (этиленгликоль), пропиленгликоль, бутиленгликоль, гексиленгликоль, триметилолпропан, пентаэритрит, неопентилгликоль и т.п.; три- и тетрагидроксиамины; этоксилированные алкилфенолы (применение ограничено вследствие проблем токсичности), этоксилированные амины, в том числе моноамины, например N-метилдиэтаноламин (MDEA) и высшие амины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода, диамины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода и т.п.; полимеры, например гомополимеры аспарагиновой кислоты, растворимые гомополимеры акриловой кислоты, сополимеры акриловой кислоты и метакриловой кислоты, терполимеры ацилатов, 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислота (AMPS) и т.д., гидролизованные полиакриламиды, ангидрид полияблочной кислоты (PMA) и т.п.; или их смеси или сочетания.

Нейтрализация диоксида углерода

Подходящие добавки для нейтрализации CO2 и для использования в составах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, MEA, DEA, изопропиламин, циклогексиламин, морфолин, диамины, диметиламинопропиламин (DMAPA), этилендиамин, метоксипропиламин (MOPA), диметилэтаноламин, метилдиэтаноламин (MDEA) и олигомеры, имидазолины EDA и гомологи и высшие аддукты, имидазолины аминоэтилэтаноламина (AEEA), аминоэтилпиперазин, аминоэтилэтаноламин, диизопропаноламин, AMP-90™ и Angus AMP-95 от фирмы DOW, диалкиламины (метил, этил, изопропил), моноалкиламины (метил, этил, изопропил), триалкиламины (метил, этил, изопропил), бисгидроксиэтилэтилендиамин (THEED) и т.п., или их смеси или сочетания.

Контроль парафинов

Подходящие добавки для удаления, дисперсии парафинов и/или кристаллического распределения парафинов включают, без ограничения, целлозольвы, которые поставляет фирма DOW Chemicals Company; целлозольвацетаты; кетоны; соли и сложные эфиры уксусной и муравьиной кислот; поверхностно-активные вещества, содержащие этоксилированные или пропоксилированные спирты, алкилфенолы и/или амины; сложные эфиры метилового спирта, в том числе метиловые эфиры жирных кислот кокосового масла, лауриновой кислоты, жирных кислот соевого масла или метиловые эфиры других встречающихся в природе жирных кислот; сульфированные сложные эфиры метилового спирта, в том числе сульфированные метиловые эфиры жирных кислот кокосового масла, лауриновой кислоты, жирных кислот соевого масла или сульфированные метиловые эфиры других встречающихся в природе жирных кислот; хлориды низкомолекулярных четвертичных аммониевых оснований жирных кислот кокосового масла, соевого масла, или амины C10-C24, или моногалогенированные алкил- и арилхлориды; соли четвертичных аммониевых оснований, содержащие двухзамещенные (например, дикоко- и т.д.) и низкомолекулярные галогенированные алкил- и/или арилхлориды; димерные четвертичные соли диалкиловых (метиловых, этиловых, пропиловых, смешанных и т.д.) третичных аминов и дигалогенированных этанов, пропанов и т.д. или дигалогенированные простые эфиры, в том числе дихлорэтиловый эфир (DCEE) и т.п.; димерные четвертичные соли алкиламинов или амидопропиламинов, в том числе кокоамидопропилдиметил, бис-четвертичные аммониевые соли DCEE; или их смеси или сочетания. Подходящие спирты, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, линейные или разветвленные спирты, в частности смеси спиртов, прореагировавшие с этиленоксидом, пропиленоксидом или высшим алкиленоксидом, где полученные в результате поверхностно-активные вещества имеют различные гидрофильно-липофильные балансы (ГЛБ). Подходящие алкилфенолы, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, нонилфенол, децилфенол, додецилфенол или другие алкилфенолы, где алкильная группа содержит от приблизительно 4 до приблизительно 30 атомов углерода. Подходящие амины, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, этилендиамин (EDA), диэтиленитриамин (DETA) или другие полиамины. Иллюстративные примеры включают Quadrols, Tetrols, Pentrols, которые поставляет фирма BASF. Подходящие алканоламины включают, без ограничения, моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA), продукты реакции MEA и/или DEA с кокосовыми маслами и кислотами.

Контроль кислорода

Введение воды в скважину часто сопровождается увеличением содержания кислорода в скважинных текучих средах за счет кислорода, растворенного во введенной воде. Таким образом, вводимые в скважину материалы должны работать в кислородных средах или должны работать достаточно хорошо, пока содержание кислорода не уменьшится за счет естественных реакций. В случае системы, которая не может работать в кислороде, кислород необходимо удалять или контролировать в любом вводимом в скважину материале. Эта проблема усиливается в зимний период, когда вводимые материалы включают средства для подготовки к зиме, в том числе воду, спирты, гликоли, целлозольвы, формиаты, ацетаты и т.п., и потому что растворимость кислорода повышается до уровня около 14-15 м. д. в очень холодной воде. Кислород может также усиливать коррозию и образование отложений. В применениях КГТ (капиллярные гибкие трубы) с использованием разбавленных растворов введение растворов приводит к введению окислительной среды (O2) в восстановительную среду (CO2, H2S, органические кислоты и т.д.).

Варианты контроля содержания кислорода включают: (1) удаление воздуха из текучей среды перед введением в скважину, (2) добавление нормальных сульфидов к содержащимся в продукте оксидам серы, чтобы данные оксиды серы не ускоряли воздействие кислоты на металлические поверхности, (3) добавление эриторбатов, аскорбатов, диэтилгидроксиамина или других реагирующих с кислородом соединений, которые добавляют в текучую среду перед введением в скважину; и (4) добавление ингибиторов коррозии или пассивирующих металлы агентов, включая калийные (щелочные) соли сложных эфиров гликолей, этоксилатов многоатомных спиртов или других аналогичных ингибиторов коррозии. Иллюстративные примеры агентов, контролирующих кислород и ингибирующих коррозию, включают смеси тетраметилендиаминов, гексаметилендиаминов, 1,2-диаминоциклогексана, аминные головные фракции или продукты реакции указанных аминов с частичными молярными эквивалентами альдегидов. Другие контролирующие кислород агенты включают амиды салициловой и бензойной кислоты и полиаминов, используемые особенно в щелочных условиях, короткоцепенные ацетилендиолы или аналогичные соединения, сложные эфиры фосфорной кислоты, сложные эфиры борной кислоты и глицерина, соли мочевины и тиомочевины и бисоксалидинов или другие соединения, которые поглощают кислород, реагируют с кислородом или иным образом сокращают концентрацию кислорода или устраняют его.

Солевые ингибиторы

Подходящие солевые ингибиторы для использования в текучих средах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, соль нитрилотриацетамида Na Minus, которую поставляет фирма Clearwater International LLC (Хьюстон, штат Техас).

Цементные или цементирующие композиции

Высокоплотные цементные композиции согласно настоящему изобретению, как правило, представляют собой суспензии, включающие воду, необязательную гелеобразующую систему и гидравлическую цементную систему, где гидравлическая цементная система включает утяжелительную или уплотнительную подсистему, включающую, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, имеющий плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3.

Композиции текучих сред согласно настоящему изобретению наиболее хорошо пригодны в качестве высокоплотных буровых растворов и промывочных жидкостей. В определенных вариантах осуществления композиции могут также включать снижающие потери текучей среды добавки, в том числе бентонит, производные целлюлозы, полиакриламиды, полиакрилаты и т.п., обладая также свойством контролирующих прорывы текучих сред. В других вариантах осуществления композиции согласно настоящему изобретению наиболее хорошо пригодны в качестве высокоплотных текучих сред для глушения фонтанирующих скважин, где уделяется внимание совместимости с окружающей средой.

В других вариантах осуществления вязкость композиций согласно настоящему изобретению можно контролировать, используя имеющиеся в продаже загустители и диспергаторы, причем их добавляют перед добавлением необязательного гелеобразующего вещества, если оно присутствует, или просто добавляют к текучей среде во время введения измельченного в порошок материала. Разнообразие и количество используемых диспергаторов, загустителей, гелеобразующего вещества и утяжелительной системы определяется параметрами скважины.

Диспергаторы и загустители можно добавлять для обеспечения дополнительного реологического контроля. Пример обычного химического состава диспергатора представляет собой диспергатор на основе нафтолинсульфонатов. Пример приемлемого загустителя представляет собой загуститель на основе гидроксиэтилцеллюлозы (HEC). Как правило, диспергатор можно добавлять для уменьшения трения таким образом, чтобы стало возможным достижение турбулентного потока при меньших скоростях перекачивания, а также для уменьшения потерь текучей среды. Как правило, легче чрезмерно разбавить рассматриваемую текучую среду диспергатором и затем использовать небольшое количество загустителя для увеличения вязкости до желательного уровня.

В определенных вариантах осуществления было обнаружено, что измельченные в порошок металлокремниевые сплавы образуют высокоплотные суспензии или взвеси для использования в качестве буровых растворов, промывочных жидкостей и контролирующих выбросы текучих сред. Металлокремниевый сплавы в качестве утяжелителей являются благоприятными для окружающей среды, не влияя в то же время отрицательно на другие свойства текучей среды.

При использовании цементирующих композиций для герметизации подземного пласта определенное количество цементного раствора приготовляют и вводят через ствол скважины в обрабатываемый пласт. Цементный раствор является особенно полезным для цементирования кольцевого пустого пространства (межтрубного пространства) между обсадной колонной или трубой в буровой скважине. Цементный раствор легко прокачивать вниз по трубе и затем наружу и вверх в межтрубное пространство на внешней стороне трубы. При затвердевании цементный раствор образует высокопрочную высокоплотную бетонную форму или структуру.

Когда цементный раствор используют при высокой температуре окружающей среды, например в глубоких нефтяных скважинах, можно использовать регулирующие время застывания замедлители в цементирующей композиции, чтобы предоставить достаточное время текучести для помещения композиции в место ее применения.

Наиболее желательное применение высокоплотных цементных композиции согласно настоящему изобретению представляют собой нефтепромысловые применения, в которых условия буровой скважины ограничивают интервал, в котором высокоплотный цемент можно использовать в целях контроля сжатого пласта. Примером такого использования является случай отделения слабого пласта от чрезмерно сжатого пласта за относительно короткие интервалы.

Варианты осуществления гидравлических цементных композиций согласно настоящему изобретению включают от приблизительно 25 мас.% до приблизительно 110 мас.% высокоплотного материала-наполнителя на основании массы цемента при отсутствии высокоплотного материала-наполнителя. Высокоплотные материалы-наполнители согласно настоящему изобретению включают металлокремниевые сплавы или их смеси.

Варианты осуществления гидравлических цементных композиций согласно настоящему изобретению могут также включать замедлитель схватывания в количестве 0,1-3% (сухая масса) на основании массы цемента. В технике известен химический состав замедлителей схватывания. Они могут быть на основе лигносульфонатов, модифицированных лигносульфонатов, полигидроксикарбоновых кислот, углеводов, производных целлюлозы или боратов. Некоторые замедлители схватывания также действуют в качестве разбавителей в гидравлическом цементном растворе, и при использовании таких замедлителей схватывания количество разбавителей можно уменьшать.

Варианты осуществления гидравлических цементных композиций согласно настоящему изобретению могут также включать разбавитель или диспергатор в количестве от 0,7 до 6% (сухая масса) на основании массы цемента. Можно использовать добавки разбавителей, которые известны в качестве пластификаторов или сверхпластификаторов, в системах на цементной основе. Это хорошо известные добавки, которые могут быть на основе лигносульфоната и продуктов сульфирования нафталинформальдегида или сульфирования меламинформальдегида.

Варианты осуществления гидравлических цементных композиций согласно настоящему изобретению могут также включать 0,1-4% (сухая масса) снижающей водоотдачу добавки на основании массы цемента. Снижающие водоотдачу добавки могут быть на основе крахмала или производных крахмала, производных целлюлозы, в том числе карбоксиметилцеллюлозы, метилцеллюлозы или этилцеллюлозы, или можно использовать синтетические полимеры, в том числе полиакрилонитрил или полиакриламид.

Цементные растворы, которые используют в высокотемпературных скважинах, могут также включать 10-35% кварцевой муки и/или кварцевого песка на основании массы цемента.

В гидравлическом цементном растворе согласно настоящему изобретению можно использовать как морскую воду, так и пресную воду.

При необходимости ускорители можно вводить в цементный раствор для регулирования времени затвердевания.

Было неожиданно обнаружено, что высокоплотные гидравлические цементные композиции согласно настоящему изобретению являются газонепроницаемыми, проявляют очень слабую тенденцию к осаждению и имеют малое снижение прочности. Таким образом, содержание высокоплотного материала-наполнителя и содержание кварцевого песка или кварцевой муки можно увеличить выше традиционных уровней, не влияя на пластичность цементных растворов, при одновременном сильном уменьшении тенденции к осаждению.

В определенных вариантах осуществления высокоплотные цементные композиции согласно настоящему изобретению имеют плотность около 2516 кг/м3 (21 фунтов на галлон).

Утяжелительная система может включать первичную утяжелительную систему. Утяжелительная система может включать первичную утяжелительную систему и вторичную утяжелительную систему. В определенных вариантах осуществления высокоплотные цементные композиции согласно настоящему изобретению могут включать второй утяжелитель в дополнение к первичному утяжелителю, включающему металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, где второй утяжелитель выбран из железа, стали, барита, гематита, других железных руд, вольфрама, олова, марганца, оксида марганца(IV), карбоната кальция, ильменита, песка или их смесей. Можно выбирать относительное количество и тип двух утяжелителей для получения желательных свойств цементирующей композиции.

Способы цементирования

Общий процесс цементирования межтрубного пространства в стволе скважины обычно включает вытеснение бурового раствора буферной текучей средой или промывочной текучей средой, которая дополнительно обеспечивает вытеснение или удаление бурового раствора и повышает связывание цемента с прилегающими структурами. Например, предполагают, что буровой раствор можно вытеснять из ствола скважины первоначальным закачиванием в ствол скважины буферной текучей среды согласно настоящему изобретению для вытеснения бурового раствора, которую, в свою очередь, вытесняют цементирующей композицией или буровым раствором, который был превращен в цемент, например, согласно способам, описанным в патенте США № 4883125, полное описание которого включено посредством ссылки в силу условий последнего параграфа настоящего описания.

В других вариантах осуществления композиции буферных растворов настоящего изобретения (1) обеспечивают буферную зону между вытесняемым буровым раствором и традиционным цементным раствором, который следует за буферной текучей средой, (2) усиливают связывание между традиционным цементным раствором и поверхностями буровой скважины и обсадной колонны и (3) застывают, обеспечивая опору обсадной колонны и защиту от коррозии.

В других вариантах осуществления настоящего изобретения буферная текучая среда может включать один или более компонентов, в том числе воду, диспергаторы, поверхностно-активные вещества и загустители. Буферная текучая среда может содержать сочетания воды, сополимеры стирола и малеинового ангидрида (SMA) в качестве диспергатора, включая или нет анионные и/или неионные гидрофильные поверхностно-активные вещества, включая или нет загустители, в том числе гидроксиметилцеллюлозу (HEC), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (CMHEC), частично гидролизованный полиакриламид (PHPA), бентонит, аттапульгит, сепиолит и силикат натрия, и утяжелительную систему, включающую, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, чтобы образовать реологически совместимую среду для вытеснения бурового раствора из ствола скважины.

В других вариантах осуществления настоящего изобретения буферная текучая среда включает SMA, бентонит, велановую смолу, поверхностно-активное вещество и утяжелитель. Предпочтительно буферная текучая среда согласно варианту осуществления настоящего изобретения включает сухую буферную смесь, которая включает: 1) от 10 мас.% до 50 мас.% по массе SMA в качестве диспергатора; 2) от 40 мас.% до 90 мас.% по массе бентонита в качестве суспендирующего агента; 3) от 1 мас.% до 20 мас.% велановой смолы в качестве псевдопластичного высокоэффективного загустителя, устойчивого к соли и кальцию, который поставляет фирма Kelco, Inc. под торговым наименованием BIOZAN™; 4) от 0,2 мл/л (0,01 галлона на баррель) до 237 мл/л (10,0 галлонов на баррель) буфера на водной основе, который представляет собой этоксилированное поверхностно-активное вещество на основе нонилфенола, имеющее молярное соотношение этиленоксида и нонилфенола в интервале от 1,5 до 15, которое поставляет фирма GAF под торговым наименованием IGEPAL; 5) от 20 мас.% до 110 мас.% утяжелительной системы, включающей, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, имеющий плотность, составляющую не менее чем приблизительно 6,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления утяжелитель добавляют к буферной текучей среде в таком количестве, которое придает буферной текучей среде плотность не менее плотности бурового раствора и не более плотности цементного раствора.

В операциях цементирования скважин в качестве первичного цементирования цементный раствор закачивают в межтрубное пространство между обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, и стенками ствола скважины в определенных целях герметизации межтрубного пространства по отношению к потоку текучих сред через ствол скважины, поддержки обсадной колонна и защиты обсадной колонны от вызывающих коррозию элементов в стволе скважины. Буровой раствор, присутствующий в межтрубном пространстве, частично дегидратируется и превращается в гель по мере потери им фильтрата в пласт. Присутствие этого частично дегидратированного/желатинизированного бурового раствора в межтрубном пространстве препятствует получению достаточной цементной связи между обсадной колонной и стволом скважины. Когда обсадная колонна становится более эксцентрической, затрудняется процесс извлечения.

Чтобы отделить цементный раствор от бурового раствора и отделить частично дегидратированный/желатинизированный буровой раствор от стенок ствола скважины перед закачиванием цементного раствора, вводят буферную текучую среду между буровым раствором и цементный раствор. Буферная текучая среда предотвращает контакт между цементным раствором и буровым раствором и должна обладать реологическими свойствами, которые обеспечивают отделение частично дегидратированного/желатинизированного бурового раствора от ствола скважины. Однако практически все элементы скважинного окружения препятствуют этой цели. Потеря текучей среды из бурового раствора образует локализованные карманы с высоковязкой текучей средой. При любой данной скорости сдвига (не достигающей турбулентного потока) менее вязкая буферная текучая среда будет стремиться к образованию каналов или языков сквозь более вязкий буровой раствор. При низких скоростях сдвига эффективная вязкость большинства цементных и буферных текучих сред ниже, чем у высоковязкого бурового раствора в локализованных карманах. Для преодоления этой проблемы цементные и буферные текучие среды закачивают с более высокими скоростями таким образом, чтобы эти текучие среды испытывали более высокие скорости сдвига и, в общем, имели более высокие эффективные вязкости, чем буровой раствор. Влекущие силы потока, производящие буровым раствором глинистую корку, также увеличиваются. К сожалению, скорости нагнетания, которые являются практически возможными или доступными, не всегда достаточны для эффективного вытеснения и удаления бурового раствора из ствола скважины перед первичным цементированием.

Вытеснению бурового раствора препятствует то, что труба обычно бывает плохо центрирована, что вызывает эксцентричность межтрубного пространства. В эксцентрическом межтрубном пространстве вытеснение буферной текучей среды стремится к тому, чтобы следовать пути наименьшего сопротивления. Она проходит или создает каналы через широкую сторону эксцентрического межтрубного пространства, в которой общий уровень сдвига ниже. Так как цементная и буферная текучая среда проходят быстрее с широкой стороны межтрубного пространства, полное цементное покрытие может не быть обеспечено до завершения закачивания определенного объема. Кроме того, поскольку путь потока обычно представляет собой спираль вокруг трубы, часто образуются карманы бурового раствора.

Вытеснение бурового раствора из промывок ствола скважины также представляет собой проблему. Когда скорость (скорость сдвига) и относительное напряжение сдвига цементной и буферной текучей среды снижается вследствие обхода расширенной секции ствола скважины, буферной текучей среде трудно вытеснить буровой раствор. Площадь поперечного сечения расширенных секций ствола скважины может на несколько порядков превышать преобладающее или заданное межтрубное пространство. Поток текучей среды через эти секции осуществляется с намного большими скоростями сдвига, и обычно межтрубное пространство является также более эксцентрическим, потому что диаметр ствола скважины часто превышает максимальный эффективный диапазон центраторов обсадной колонны.

Другой проблемой, которая неблагоприятно воздействует на вытеснение бурового раствора, является термическое разжижение буферной текучей среды. Высокая степень термического разжижения обычно ограничивает доступную скважинную вязкость, особенно при повышенных температурах и низких скоростях сдвига. В этой ситуации часто не может быть достигнута соответствующая вязкость при низких скоростях сдвига, потому что буферная текучая среда на поверхности становится чрезмерно вязкой для смешивания или перекачивания. Даже очень вязкая буферная текучая среда проявляет относительно низкую вязкость при низких скоростях сдвига и повышенных температурах.

Как правило, один или более из вышеупомянутых реологических или других факторов работают против эффективного вытеснения бурового раствора. В результате карманы невытесненного бурового раствора обычно остаются в межтрубном пространстве в конце вытеснения. Как указано выше, высокие скорости вытеснения способствуют решению многих данных проблем, но в большинстве нефтепромысловых применений мощность насоса и градиенты давления гидравлического разрыва пласта ограничивают скорости вытеснения до меньших уровней, чем требуется. Даже когда можно использовать относительно высокие скорости нагнетания, данные оценки цемента обычно показывают хорошую цементную оболочку только в областях хорошей центрировки и нормального диаметра ствола скважины.

Другая проблема заключается в недостаточном количестве твердых частиц, суспендированных буферными текучими средами. Термическое разжижение и уменьшение вязкости при низкой скорости сдвига, проявляемое многими буферными текучими средами, способствует осаждению твердых частиц. Пока буферная текучая среда не разовьет достаточное предельное статическое напряжение сдвига для суспендирования твердых частиц, контроль осаждения определяется, главным образом, вязкостью при низкой скорости сдвига. В отклоненных или горизонтальных стволах скважин суспендирование твердых частиц намного более затруднено и, в то же самое время, более важно. Чем ближе к горизонтальному является положение ствола скважины, тем короче расстояние для коалесценции. В результате высокоплотные твердые вещества могут быстро накапливаться на дне ствола скважины.

Идеальная буферная текучая среда должна иметь ровную реологию, т.е. близкое к 1 соотношение 300/3. Она должна проявлять такое же сопротивление потоку в широком диапазоне скоростей сдвига и ограничивать термическое разжижение, особенно при низких скоростях сдвига. Соотношение 300/3 определяют как соотношение напряжения при 300 об/мин и напряжения сдвига при 3 об/мин, которые измеряют на ротационном вискозиметре Chandler или Fann Model 35 с помощью подвески B1, втулки R1 и пружины № 1. Чем больше полученное значение наклона, тем более склона буферная текучая среда к образованию каналов в эксцентрическом межтрубном пространстве; соотношения 300/3 от 2 до 6 достигаются композициями буферных текучих сред согласно настоящему изобретению. В результате эти композиции более пригодны для вытеснения бурового раствора, чем буферные текучие среды согласно предшествующему уровню техники. Буферные текучие среды согласно настоящему изобретению имеют относительно ровную реологию, и на них не влияет эксцентрическое межтрубное пространство, потому что они проявляют почти одинаковое сопротивление потоку по всему межтрубному пространству. Большинство буферных текучих сред согласно предшествующему уровню техники проявляют соотношение 300/3 от 8 до 10.

Настоящее изобретение предлагает усовершенствованные буферные текучие среды, которые обладают превосходной совместимостью с используемыми в обработке текучими средами, включая цементные растворы, буровые растворы и другие текучие среды для заканчивания скважин. Буферные текучие среды также обладают способностью к суспендированию и переносу твердых материалов, включая частично дегидратированный/желатинизированный буровой раствор и твердые частицы глинистой корки со ствола скважины. Кроме того, буферные текучие среды с относительно ровной реологией согласно настоящему изобретению обладают способностью сохранять почти однородные профили скорости текучей среды по межтрубному пространству ствола скважины, когда буферные текучие среды прокачивают через межтрубное пространство, т.е. буферные текучие среды являются псевдопластичеными с почти постоянным профилем напряжения сдвига.

Композиция сухой смеси согласно настоящему изобретению для образования водной высокоплотной буферной текучей среды включает глину на основе гидратированного силиката магния, диоксид кремния, органический полимер и утяжелительную систему, включающую, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, имеющий плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3. Глина на основе гидратированного силиката магния может включать сепиолит и/или аттапульгит.

Можно использовать различные формы диоксида кремния, в том числе микрокремнезем и коллоидный диоксид кремния. Микрокремнезем является предпочтительным для использования в композиции сухой смеси согласно настоящему изобретению. Как будет описано далее, коллоидный диоксид кремния предпочтительно используют в композициях буферных растворов, которые получают непосредственным смешиванием отдельных компонентов с водой.

Органический полимер может представлять собой велановую смолу, ксантановую смолу, галактоманнановые смолы, сукциноглюкановые смолы, склероглюкановые смолы, целлюлозу и ее производные, например HEC, или их смеси и сочетания.

Композиции сухих смесей и/или водные буферные текучие среды могут также включать диспергатор, поверхностно-активное вещество и утяжелитель. Диспергатор улучшает совместимость текучих сред, которые в противном случае были бы несовместимыми. Поверхностно-активное вещество улучшает связывание, и как диспергатор, так и поверхностно-активное вещество содействует удалению частично дегидратированного/желатинизированного бурового раствора. Утяжелитель увеличивает плотность буферной текучей среды.

Можно использовать различные диспергаторы в композициях согласно настоящему изобретению. Однако предпочтительными являются диспергаторы, которые выбраны из группы, состоящей из сульфированного сополимера стирола и малеинового ангидрида, сульфированного сополимера винилтолуола и малеинового ангидрида, нафталинсульфоната натрия, сконденсированного с формальдегидом, сульфированного ацетона, сконденсированного с формальдегидом, лигносульфонатов и сополимеров акриловой кислоты, аллиоксибензолсульфоната, аллилсульфоната и неионных мономеров. Как правило, диспергатор включают в композицию сухой смеси в количестве, составляющем от приблизительно 0,5% до приблизительно 50% от массы композиции. Его включают в водную буферную текучую среду в количестве, составляющем от приблизительно 0,05% до приблизительно 3% от массы воды в водной композиции буферных текучих сред (от приблизительно 0,1 фунта (45,4 г) до приблизительно 10 фунтов (4,54 кг) на баррель (159 л) буферной текучей среды). Диспергатор можно добавлять непосредственно в воду, если он находится в жидкой или твердой форме, или включать в композицию сухой смеси, если он находится в твердой форме.

Хотя в композициях можно использовать различные гидрофильные поверхностно-активные вещества, обычно предпочтительными являются нонилфенолэтоксилаты, этоксилаты спиртов и липиды сахара. В случае использования поверхностно-активное вещество включают в буферную текучую среду в количестве, которое заменяет до приблизительно 20% используемой воды, т.е. это количество составляет от приблизительно 0,1 галлона (378 мл) до приблизительно 10 галлонов (37,8 л) на баррель (159 л) буферной текучей среды, когда поверхностно-активное вещество находится в виде 50 мас.% водного концентрата. Поверхностно-активное вещество обычно добавляют непосредственно в используемую воду или в водную буферную текучую среду.

Утяжелительная система включает, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, имеющий плотность не менее чем 6,0 г/см3. В определенных вариантах осуществления металлокремниевый сплав представляет собой ферросилиций, имеющий плотность не менее чем 6,0 г/см3. Количество утяжелительной системы, добавляемой в водную буферную текучую среду, составляет то количество, которое придает буферной текучей среде плотность в интервале от приблизительно 1078 кг/м3 (9 фунтов на галлон) до приблизительно 2876 кг/м3 (24 фунтов на галлон) или выше в зависимости от потребностей.

Другие компоненты можно преимущественно включать в буферные текучие среды согласно настоящему изобретению в относительно малых количествах, в том числе соли, например хлорид аммония, хлорид натрия и хлорид калия.

Как указано выше, буферные текучие среды согласно настоящему изобретению представляют собой псевдопластические текучие среды с приблизительно постоянными профилями напряжения сдвига, т.е. соотношения 300/3 составляют от приблизительно 2 до приблизительно 6. Данное свойство буферных текучих сред согласно настоящему изобретению является особенно важным, когда буферные текучие среды используют в первичных операциях цементирования. Данное свойство позволяет буферным текучим средам сохранять почти однородные профили скорости потока по межтрубному пространству ствола скважины, когда буферные текучие среды, за которыми следуют цементные растворы, закачивают в межтрубное пространство. Почти однородный профиль скорости потока создает более равномерное распределение гидравлической силы, приложенной к стенкам ствола скважины, усиливая тем самым удаление частично дегидратированного/желатинизированного бурового раствора и твердых частиц из ствола скважины. Данное свойство буферной текучей среды является особенно важным в применениях, где цементируемая обсадная колонна расположена эксцентрически в стволе скважины (крайне вероятное условие для отклоненных в высокой степени стволов скважин).

При осуществлении способов согласно настоящему изобретению первую текучую среду вытесняют несовместимой второй текучей средой в стволе скважины, используя буферную текучую среду согласно настоящему изобретению для разделения первой текучей среды и второй текучей среды и удаления первой текучей среды из ствола скважины. В применениях первичного цементирования буферную текучую среду, как правило, вводят в обсадную колонну или другую трубу, подлежащую цементированию, между буровым раствором в обсадной колонне и цементным раствором. Цементный раствор закачивают вниз в обсадную колонну, при этом буферная текучая среда впереди цементного раствора вытесняет буровой раствор из внутренней части обсадной колонны и из межтрубного пространства между внешней частью обсадной колонны и стенками ствола скважины. Буферная текучая среда препятствует контакту цементного раствора с буровым раствором и тем самым предотвращает значительное загущение или флокуляцию, что может полностью закупорить обсадную колонну или межтрубное пространство. Когда буферную текучую среду закачивают через межтрубное пространство, она активно удаляет частично дегидратированный/желатинизированный буровой раствор и твердые частицы глинистой корки из ствола скважины и сохраняет удаленные материалы в состоянии суспензии, в результате чего они удаляются из межтрубного пространства. Как указано выше, в применениях первичного цементирования буферная текучая среда предпочтительно включает поверхностно-активное вещество, в результате чего поверхности в межтрубном пространстве являются гидрофильными, и цемент обеспечивает хорошее связывание с поверхностями.

Цементирующая композиция согласно настоящему изобретению может также включать гидравлические связующие и армирующие частицы. Эластичные частицы включают материалы, имеющие модуль Юнга менее чем 5000 мегапаскалей (МПа). В определенных вариантах осуществления эластичные частицы имеют модуль Юнга менее чем 3000 МПа, в то время как в других вариантах осуществления эластичные частицы имеют модуль Юнга менее чем 2000 МПа. В определенных вариантах осуществления упругость данных частиц, по меньшей мере, в четыре раза превышает упругость цемента и более чем в тринадцать раз превышает упругость диоксида кремния, обычно используемого в качестве добавки к цементам для нефтяных скважин. В определенных вариантах осуществления эластичные частицы добавляют в цементирующие композиции согласно настоящему изобретению, которые имеют низкую сжимаемость. В определенных вариантах осуществления материалы являются более сжимаемыми, чем каучуки, имея, в частности коэффициент Пуассона менее чем 0,45. В других вариантах осуществления коэффициент Пуассона составляет менее чем 0,4. Однако чрезмерно сжимаемые материалы, имеющие коэффициент Пуассона менее чем 0,3, могут проявлять худшие свойства.

Армирующие частицы обычно не растворяются в водной среде, которая может представлять собой раствор соли, и они должны быть способны выдерживать горячую основную среду, потому что pH цементного раствора обычно близок к 13 и температура в скважине обычно превышает 100°C.

В определенных вариантах осуществления эластичные частицы имеют изотропную форму. Сферические или почти сферические частицы можно получить непосредственно при синтезе, но обычно частицы получают помолом, в том числе криопомолом. Средний размер частиц составляет от приблизительно 80 мкм до приблизительно 600 мкм.

В других вариантах осуществления средний размер частиц составляет от приблизительно 100 мкм до приблизительно 500 мкм.

Слишком мелкие частицы, а также слишком крупные частицы трудно вводить в смесь, или их них получаются пастообразные суспензии, которые непригодны для использования в нефтяной скважине.

Конкретные примеры материалов, которые удовлетворяют различным критериям, перечисленным выше, представляют собой термопластмассы (полиамид, полипропилен, полиэтилен и т.д.) или другие полимеры, в том числе сополимеры стирола и дивинилбензола или стирола и бутадиена (SBR).

Помимо эластичных частиц и утяжелителей согласно настоящему изобретению, цементирующие композиции согласно настоящему изобретению включают гидравлическое связующее, как правило, на основе портландцемента и воды. В зависимости от технических условий в отношении использования, цементирующие композиции можно также оптимизировать с помощью добавок, которые являются общими для большинства цементирующих композиций, в том числе суспендирующие агенты, диспергаторы, пеногасители, расширяющие добавки (например, оксид магния или смесь оксидов магния и кальция), мелкодисперсные частицы, снижающие водоотдачу добавки, снижающие миграцию газа добавки, замедлители схватывания или ускорители затвердевания.

Типичная композиция согласно настоящему изобретению включает (по объему) от 2% до 15% утяжелительной композиции согласно настоящему изобретению, от 5% до 20% эластичных частиц, от 20% до 45% цемента и 40% до 50% воды для затворения цементного раствора.

Составы согласно настоящему изобретению можно приготовлять на основе портландцемента, включая классы A, B, C, G, H и/или R, которые определены в разделе 10 стандартов Американского нефтяного института (API). В определенных вариантах осуществления портландцемент включает классы G и/или H, но можно также выгодно использовать другие цементы, которые известны в данной области техники. Для низкотемпературных применений можно использовать глиноземистые цементы и смеси портландцемента и гипса (например, для глубоководных скважин), или смеси цемента и диоксида кремния (например, для скважин, температура в которых превышает 120°C), или цементы, полученные при смешивании портландцемента, цементных растворов и/или зольной пыли.

Вода, используемая для приготовления цементного раствора, предпочтительно представляет собой воду с низким содержанием минеральных веществ, например водопроводную воду. Можно использовать другие типы воды, в том числе морскую воду, но обычно это не является предпочтительным.

Частицы, которые имеют меньшую плотность по отношению к цементу, могут влиять на эластичность системы, потому что при добавлении эластичных частиц получаются цементы с меньшим модулем Юнга, обладающие в то же время низкой проницаемостью и лучшей ударопрочностью.

Механические свойства композиций, включающих эластичные частицы согласно настоящему изобретению, являются превосходными, что делает их особенно подходящими для цементирования в тех зонах нефтяной скважины, которые подвержены предельным напряжениям, включая зоны перфорации, соединения для ветвей боковой скважины или закупоривание пласта.

Экспериментальная часть изобретения

Цементный состав согласно предшествующему уровню техники

Данный пример иллюстрирует получение цементного состава согласно предшествующему уровню техники, имеющего плотность 2217 кг/м3 (18,5 фунтов на галлон), с использованием гематита в качестве традиционного утяжелителя.

Цементный состав согласно предшествующему уровню техники получали, как определено в таблице I, путем смешивания указанных реагентов.

Таблица I
Цементный состав согласно предшествующему уровню техники
Функция материала Описание материала Концентрация, кг/м3 (фунтов на галлон) Содержание в продукте, фунтов на мешок (мас.%)
Утяжелитель Кварцевый песок 4190 (35) 32,900 (35,53)
Утяжелитель Гематит 4430 (37) 37,000 (39,96)
Снижающая потерю текучей среды добавка CFL-160 96 (0,80) 0,752 (0,81)
Замедлитель схватывания CR-225 60 (0,50) 0,470 (0,51)
Пеногаситель Clear Air 2325 2,4 (0,02) 0,153 (0,17)

CFL-160 представляет собой снижающую потерю цементного раствора добавку, которая действует при температуре на забое скважины при циркуляции (BHCT) до 1093°C (2000°F). Это светло-коричневый порошок, который состоит из смеси полимеров. Он полностью растворяется в воде и образует густой коричневый сироп. CR-225 представляет собой замедлитель схватывания на основе целлюлозы, который действует при температуре от 704 до 1371°C (1300-2500°F). Оба продукта (CFL-160 и CR-225) поставляет фирма Diversified Cementing Products (Оранж, штат Калифорния). Clear Air 2325 представляет собой органический пеногаситель, который разрушает пену в разнообразных применениях и препятствует повторному пенообразованию в низкой дозировке. Его поставляет фирма Clearwater International, LLC (Хьюстон, штат Техас). Пересчет фунтов на галлон в кг/м3 осуществляется по формуле (0,45•конц./0,0038).

Сравнительный пример показал реологические свойства, приведенные в таблице II.

Таблица II
Реологические свойства цементного состава согласно предшествующему уровню техники
Текучая среда/Смесь T °C(°F) 300 200 100 60 30 6 3 PVa YPb
Цемент 27 (80) Минимум 420 324 204 144 90 33,2 25,2 362 36 (75)
100% 27 (80) Максимум 420 308 182 124 74 26,2 18,4 381 24 (50)
Цемент 27 (80) Среднее 420 316 192 134 82 29,6 22 372 30 (62)
100% 82 (180) Минимум 258 198 122 88 56 19,6 13 222 22 (45)
Цемент 82 (180) Максимум 258 192 114 74 46 16 11,2 235 15 (31)
100% 82 (180) Среднее 258 196 118 82 52 17,8 12 228 19 (39)
сантипуаз Па (фунт-сила на 100 кв. футов)
a PV: пластическая вязкость;
b YP: предельное напряжение сдвига, 1 фунт-сила на 100 кв. футов =0,48 Н/м2

Таблица прочности на сжатие цементного состава согласно предшествующему уровню техники приведена на фиг. 1.

Вариант осуществления цементного состава согласно настоящему изобретению

Данный пример иллюстрирует цементный состав, полученный согласно варианту осуществления настоящего изобретения и имеющий плотность 2217 кг/м3 (18,5 фунтов на галлон), с использованием ферросилиция в качестве утяжелителя.

Цементный состав согласно варианту осуществления настоящего изобретения получали, как определено в таблице III, путем смешивания указанных реагентов.

Таблица III
Вариант осуществления цементного состава согласно настоящему изобретению
Функция материала Описание материала Концентрация, кг/м3 (фунтов на галлон) Содержание в продукте, фунтов на мешок (мас.%)
Утяжелитель Кварцевый песок 4190 (35) 32,900 (35,53)
Утяжелитель Порошок ферросилиция 3240 (27) 27,000 (29,16)
Снижающая потерю текучей среды добавка CFL-160 96 (0,80) 0,752 (0,81)
Замедлитель схватывания CR-225 60 (0,50) 0,470 (0,51)
Пеногаситель Clear Air 2325 2,4 (0,02) 0,153 (0,17)

Цементный состав согласно варианту осуществления настоящего изобретения имеет реологические свойства, приведенные в таблице IV.

Таблица IV
Реологические свойства цементного состава согласно варианту осуществления настоящего изобретения
Текучая среда/Смесь T °C(°F) 300 200 100 60 30 6 3 PVa YPb
Цемент 27 (80) Минимум 310 234 142 98 60 22,4 16,6 275 22 (45)
100% 27 (80) Максимум 310 234 138 92 56 18,2 13,8 282 19 (39)
Цемент 27 (80) Среднее 310 234 140 96 58 20,8 15,2 278 20 (42)
100% 82 (180) Минимум 204 152 92 66 40 12,8 8 180 14 (30)
Цемент 82(180) Максимум 204 152 88 60 36 11 7,4 186 12 (24)
100% 82 (180) Среднее 204 152 90 63 38 11,8 8 183 13 (27)
сантипуаз Па (фунт-сила на 100 кв. футов)
a PV: пластическая вязкость;
b YP: предельное напряжение сдвига, 1 фунт-сила на 100 кв. футов =0,48 Н/м2

Таблица прочности на сжатие в сравнительном примере приведена на фиг. 2.

Из этих данных ясно, что цементные составы согласно настоящему изобретению имеют значительно сниженные значения пластической вязкости PV и значительно сниженные значения предельного напряжения сдвига. В определенных вариантах осуществления цементные составы согласно настоящему изобретению имеют относительно низкую пластическую вязкость и относительно низкое предельное напряжение сдвига.

Термин «относительно низкая пластическая вязкость» означает, что составы согласно настоящему изобретению, включающие эквивалентное по массе количество утяжелительной композиции, содержащей, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, имеют пластическую вязкость, которая, по меньшей мере, приблизительно на 10% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. В других вариантах осуществления термин «относительно низкая пластическая вязкость» означает пластическую вязкость, которая, по меньшей мере, приблизительно на 15% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. В других вариантах осуществления термин «относительно низкая пластическая вязкость» означает пластическую вязкость, которая, по меньшей мере, приблизительно на 20% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя.

Термин «относительно низкое предельное напряжение сдвига» означает, что составы согласно настоящему изобретению, включающие эквивалентное по массе количество утяжелительной композиции, содержащей, по меньшей мере, один металлокремниевый сплав, имеет предельное напряжение сдвига, которое, по меньшей мере, приблизительно на 15% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. В других вариантах осуществления термин «относительно низкое предельное напряжение сдвига» означает предельное напряжение сдвига, по меньшей мере, которое, по меньшей мере, приблизительно на 20% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. В других вариантах осуществления термин «относительно низкое предельное напряжение сдвига» означает предельное напряжение сдвига, которое, по меньшей мере, приблизительно на 25% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. В других вариантах осуществления термин «относительно низкое предельное напряжение сдвига» означает предельное напряжение сдвига, которое, по меньшей мере, приблизительно на 30% ниже, чем у состава, включающего эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя.

Из фиг. 1 и фиг. 2 ясно, что замена утяжелителя производит значительный эффект на профиль отверждения и отвержденное состояние цемента. В определенных вариантах осуществления цементные составы согласно настоящему изобретению имеют относительно более высокую скорость отверждения по сравнению с композициями, включающими эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя, относительно более высокую прочность после 6 часов отверждения по сравнению с композициями, включающими эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя, и относительно более высокую конечную прочность после отверждения по сравнению с композициями, включающими эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. Термин «относительно более высокий» означает, что скорость отверждения, прочность после 6 часов отверждения и конечная прочность после отверждения, по меньшей мере, на 10% больше и/или выше по сравнению с композициями, включающими эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. В других вариантах осуществления термин «относительно более высокий» означает, что скорость отверждения, прочность после 6 часов отверждения и конечная прочность после отверждения, по меньшей мере, на 15% больше и/или выше по сравнению с композициями, включающими эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя. Термин «относительно более высокий» означает, что скорость отверждения, прочность после 6 часов отверждения и конечная прочность после отверждения, по меньшей мере, на 20% больше и/или выше по сравнению с композициями, включающими эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя.

Все документы, цитированные в настоящем описании, включены в него посредством ссылки. Хотя настоящее изобретение описано со ссылкой на его предпочтительные варианты осуществления, прочитав настоящее описание, специалисты в данной области техники могут оценить изменения и модификации, которые могут быть сделаны и которые не выходят за пределы объема и не отклоняются от духа настоящего изобретения, как описано выше и заявлено ниже в формуле изобретения.

1. Цементная композиция, включающая:
воду;
гидравлический цемент - портландцемент; и
утяжелительную систему, включающую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, с кварцевым песком, где содержание кварцевого песка составляет 10-35% в расчете на массу цемента, причем утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3.

2. Композиция по п.1, дополнительно включающая гелеобразующее вещество, выбранное из оксидов сурьмы, оксида цинка, оксида бария, сульфата бария, карбоната бария, оксида железа, гематита, других железных руд и их смесей.

3. Композиция по любому из пп.1 или 2, в которой утяжелительная система дополнительно включает железо, сталь, барит, гематит, другие железные руды, вольфрам, олово, марганец, оксид марганца(IV), карбонат кальция, ильменит или их смеси.

4. Композиция по п.1, дополнительно включающая диспергатор.

5. Композиция по п.1, дополнительно включающая добавку, снижающую потерю текучей среды.

6. Композиция по п.1, в которой утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 6,0 г/см3.

7. Композиция по п.1, в которой утяжелительная система находится в виде порошка, дроби или их смесей и сочетаний.

8. Композиция по п.1, в которой металлокремниевый сплав включает ферросилиций.

9. Композиция по п.1, в которой текучая среда имеет относительно низкую пластическую вязкость, относительно низкое предельное напряжение сдвига, относительно более высокую скорость отверждения, относительно более высокую прочность после 6 часов отверждения и относительно более высокую конечную прочность после отверждения по сравнению с цементирующей композицией, содержащей эквивалентное по массе количество гематита в качестве утяжелителя.

10. Композиция по п.1, в которой утяжелительная система присутствует в количестве, составляющем от 10 до 200 частей по массе композиции.

11. Композиция по п.1, в которой портландцемент присутствует в количестве от 5 до 100 частей по массе композиции.

12. Композиция по п.1, в которой вода присутствует в количестве от 4 до 80 частей по массе композиции.

13. Композиция по п.1, в которой утяжелительная система присутствует в количестве от 25 мас.% до 110 мас.% на основании массы цементной композиции при отсутствии утяжелительной системы.

14. Способ цементирования в межтрубном пространстве между обсадной колонной скважины и буровой скважиной, включающий помещение в межтрубное пространство цементной композиции по пп.1-13.

15. Сухая цементная композиция для разбавления водой с получением композиции по п.1, включающая:
гидравлический цемент - портландцемент, и
утяжелительную систему, включающую металлокремниевый сплав или смеси металлокремниевых сплавов, с кварцевым песком, где содержание кварцевого песка составляет 10-35% в расчете на массу цемента, причем утяжелительная система имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 5,0 г/см3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном стволе скважины, для временного блокирования пластов, установки опорного моста с целью зарезки бокового ствола скважины.
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов.

Изобретения могут быть использованы в области химии, а также в области обработки подземных формаций. Способ включает стадии обеспечения материала, содержащего бор, выбранного из группы, состоящей из улексита, пробертита, кернита и их смесей, введения материала, содержащего бор, в предварительно нагретую до температуры от 426,7 °С до 537,8 °С печь, а также его нагревание от примерно 5 мин до примерно 120 мин, удаления материала, содержащего бор, из печи и охлаждения его до комнатной температуры.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений заводнением.

Группа изобретений относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов, и, более конкретно, к способам и композициям для обработки подземного пласта.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ при низких и нормальных скважинных температурах. Технический результат заключается в повышении изолирующей способности, прочностных и адгезионных свойств образующегося цементного камня, при одновременном обеспечении прокачиваемости тампонажного состава и достижении оптимальных сроков его твердения при низких и нормальных скважинных температурах при цементировании обсадных колонн и проведении водоизоляционных работ в скважинах. Тампонажный состав содержит цемент и комплексную добавку. В качестве цемента содержит портландцемент. Комплексная добавка состоит из поливинилпирролидона, поликарбоксилата и воды технической. Дополнительно она содержит ультрадисперсный кремнезем и пеногаситель, при следующем соотношении компонентов, вес.ч.: при следующем соотношении компонентов тампонажного состава, вес.ч.: портландцемент 100, поливинилпирролидон 0,7-0,8, поликарбоксилат Melflux 1641F 0,25-0,4, ультрадисперсный кремнезем в виде белой сажи БС-120 0,2-0,4, пеногаситель 0,03-0,04, вода техническая 42-43. 3 пр., 2 табл.

Группа изобретений относится к эластомерам и, конкретнее, к армированным эластомерам. Способ выполнения скважинного уплотнения в стволе скважины содержит создание базового полимера и армирующего активного наполнителя, включающий в себя матрицу дискретных частей первого материала, расположенную в базовом полимере. Развертывают скважинное уплотнение в стволе скважины в первой фазе. Воздействуют на скважинное уплотнение текучей среды ствола скважины, при этом осуществляется переход уплотнения во вторую фазу под воздействием текучей среды ствола скважины. Причем дискретные части первого материала отличаются взаимодействиями между собой и/или с базовым полимером, более слабыми перед воздействием текучей среды ствола скважины, чем после воздействия. При этом первая фаза отличается первым модулем упругости, и вторая фаза отличается вторым модулем упругости, второй модуль больше первого модуля. Техническим результатом является повышение эффективности уплотнения. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 14 ил., 2 пр., 4 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами включает создание фильтра путем приготовления и закачки отверждающегося полимерного состава в призабойную зону. При этом перед и после указанным составом закачивается растворитель, объем которого составляет 10-30% об. от полимерного состава. После чего скважину продувают потоком газа и производят выдержку на реагирование и отверждение состава. Причем качестве отверждающегося полимерного состава используется смесь кремнийорганической смолы и растворителя Химеко-П - 95,0-98 мас.%: отвердитель АГМ-9 - 5,0-2,0 мас.%, представляющий собой аминопропилтриэтоксисилан. В качестве растворителя используется ксилол или смесь кубовых остатков ректификации КОРЭ 0,0-100 мас.% и 100,0-0,0 мас.% ароматического растворителя Нефрас А. Техническим результатом является повышение эффективности способа. 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым гелево-эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Буровой раствор, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду, содержит в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25, стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0, ксантановая камедь 0,2-0,5, карбонат кальция 5-20, хлорид магния 4-15, гидроксид натрия 1-2, вода остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение ингибирующих и смазочных свойств. 7 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.
Изобретение относится к созданию расклинивающих агентов - проппантов, которые используются для удержания в открытом состоянии трещин в породах, образованных при закачке жидкости с проппантом в нефтяные, газовые и геотермальные скважины. Проппант, полученный из каолина Нижне-Увельского месторождения, представляющий собой спеченные обожженные керамические гранулы со средним размером 0,15-2,0 мм, с насыпной плотностью 1,35-1,47 г/см3 и удельным весом 2,37-2,49 г/см3, состава, мас.%: оксид алюминия 17,00-29,00, диоксид кремния 65,00-77,00, оксид кальция 0,20-0,39, оксид хрома 0,03-0,0, оксид железа 1,80-4,20, оксид калия 0,40-0,95, оксид натрия 0,20-0,38, оксид титана 1,20-2,00, оксид магния 0,50-1,00, оксид марганца 0,00-0,01, пятиокись фосфора 0,00-0,01. Способ применения указанного выше проппанта в качестве расклинивающего агента при интенсификации добычи нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта путем закачивания в продуктивный пласт смеси, содержащей гранулы проппанта. Технический результат - повышение прочности. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ изготовления высокопрочного магнийсиликатного проппанта, включающий помол исходной шихты, ее гранулирование и обжиг полученных гранул, где помол исходной шихты, содержащей 24-28 масс.% MgO, осуществляют до фракции 8 мкм и менее, а гранулирование производят на воде с добавлением натриевой или калиевой соли полиметиленнафталинсульфокислоты или поликарбоксиметиленсульфокислоты в количестве 0,02-0,07% от массы шихты в пересчете на твердое вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - получение среднеплотного высокопрочного проппанта. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает перфорацию в интервале пласта, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, заполнение колонны технологической жидкостью, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, выдержку в течение времени, необходимого для спада давления на 70%, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. После определения общего объема гелированной жидкости разрыва закачивают в скважину по колонне труб гелированную жидкость разрыва - линейный гель - до образования трещин разрыва в пласте, оставшийся объем гелированной жидкости разрыва после образования трещин разрыва в пласте разделяют на две части: сшитый гель и линейный гель, циклически производят поочередную закачку сначала линейного, а затем сшитого геля с добавлением проппанта в 3-5 циклов. Причем линейный гель закачивают равными порциями с расходом 4-6 м3/мин и концентрацией проппанта 400 кг/м3, а сшитый гель закачивают со ступенчатым увеличением объема закачки от 3 до 7 м3 с расходом 1-2 м3/мин и концентрацией проппанта 1200 кг/м3. При этом в последние порции линейного и сшитого гелей с проппантом добавляют стекловолокно в количестве 1,5% от веса проппанта в каждой из последних порций линейного и сшитого гелей. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Способ доставки зернистого материала под землю, включающий подачу указанного выше флюида так, что агломераты из частиц, удерживаемых газом, находятся ниже грунта. Способ гидравлического разрыва подземного газонефтеносного пласта включает доставку указанного выше флюида к трещине и подачу его в трещину так, что агломераты из частиц, удерживаемые газом, находятся в трещине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение транспортирования и размещения зернистых материалов в трещине гидравлического разрыва или гравийной набивке. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 табл., 8 пр., 6 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка многоцелевого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, ограничения образования и диспергирования отложений смолянистых осадков при контакте кислотного состава с нефтью, а также обладающего низким межфазным натяжением на границе кислотный состав/нефть и совместимостью с пластовой водой и нефтью. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, масс.%: соляную кислоту 24,9-90,0, реагент ИТПС-806 А 5,0-7,5, воду остальное. Состав может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 7 пр.

Представлен способ отклонения закачиваемой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, при гидравлическом разрыве пласта. Способ гидравлического разрыва подземной формации включает закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях. Далее закачивают суспензию расклинивающего агента с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях. Закачивают загущенную жидкость с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с-1 при внешних условиях или загущенную жидкость, которая во время закачки обладает вязкостью менее чем приблизительно 20 мПа·с, после чего загустевает. Техническим результатом является повышение эффективности гидроразрыва. 3 пр., 3 ил.
Наверх