Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция



Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция
Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция
Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция
Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция
Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция
Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция

 


Владельцы патента RU 2578698:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, содержащем газ и нефть. Указанный способ включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H, представляющих собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и выдерживание цементной композиции для затвердевания. Согласно еще одному варианту осуществления, затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, причем затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 1% до приблизительно 5% по отношению к массе цемента. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Предложены способы цементирования в подземном пласте. Цементные композиции для использования в подземном пласте включают мезоскопические частицы, наночастицы, затравочные кристаллов гидратированного силиката кальция (C-S-H) или их сочетания. В варианте осуществления цементная композиция также включает латексную добавку. В еще одном варианте осуществления скважина пронизывает подземный пласт.

Сущность изобретения

Согласно первому аспекту настоящего изобретения, предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), исследуемая цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H в таких же пропорциях, как в цементной композиции, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Предпочтительно цемент содержит, по меньшей мере, один гидравлический цемент, выбранный из группы, которую составляют портландцемент, пуццолановый цемент, гипсовый цемент, цемент с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковый цемент, силикатный цемент и их сочетания.

Предпочтительно вода выбрана из группы, которую составляют пресная вода, солоноватая вода, соленая вода и любое их сочетание.

Предпочтительно затравочные кристаллы C-S-H имеют такое распределение частиц по размерам, что, по меньшей мере, 90% затравочных кристаллов C-S-H имеют размер частиц, составляющий от 1 мкм до 0,1 мкм.

Предпочтительно затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 0,05% до приблизительно 7% по отношению к массе цемента.

Предпочтительно цементная композиция дополнительно содержит латексную добавку. Латексная добавка может представлять собой суспензию, содержащую твердые каучуковые частицы в качестве дисперсной фазы и жидкость в качестве непрерывной фазы. Каучуковые частицы можно выбирать из группы, которую составляют цис-1,4-полиизопреновый каучук, стирол-бутадиеновый каучук (SBR), высокий стирольный каучук, бутилкаучук, этиленпропиленовые каучуки (EPM и EPDM), неопреновый каучук, нитрильный каучук, кремнийорганический каучук, хлорсульфированный полиэтиленовый каучук, сшитый полиэтиленовый каучук, эпихлоргидриновый каучук, фторуглеродный каучук, фторокремнийорганический каучук, полиуретановый каучук, полиакриловый каучук, полисульфидный каучук, AMPS-стирол-бутадиеновый каучук, модифицированные типы любого из перечисленных выше каучуков и их сочетания.

Предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность загустевания, составляющую от приблизительно 4 до приблизительно 15 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа).

Предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность начального затвердевания, составляющую менее чем 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа).

Предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность затвердевания, составляющую менее чем 48 часов при температуре 60°F (15,6°C).

Предпочтительно цементная композиция имеет сопротивление сжатию, составляющее от приблизительно 1000 до приблизительно 5000 фунт/кв. дюйм (от приблизительно 6,9 до приблизительно 34,5 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа).

Предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 1 час при использовании процедуры статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°C) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа).

Предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 50 минут при использовании процедуры статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа).

Предпочтительно цементная композиция дополнительно включает, по меньшей мере, одну добавку. По меньшей мере, одну добавку можно выбирать из группы, которую составляют наполнитель, препятствующая потере текучей среды добавка, замедлитель затвердевания, понизитель трения, препятствующая снижению прочности добавка, понизитель плотности, пеногаситель, утяжелитель, улучшающая механические свойства добавка, пластозакупоривающий материал, понизитель фильтрации, тиксотропная добавка и их сочетания.

Предпочтительно подземный пласт имеет температуру на забое скважины, составляющую от приблизительно 60°F до приблизительно 120°F (от приблизительно 15,6°C до приблизительно 48,9°C).

Предпочтительно способ дополнительно содержит стадию определения максимальной объемной доли твердой фазы перед стадией введения.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения, предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H); затравочные кристаллы C-S-H присутствуют, по меньшей мере, в достаточной концентрации, таким образом, что цементная композиция развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа), в то время как практически идентичная цементная композиция без затравочных кристаллов C-S-H, развивает сопротивление сжатию, составляющее менее чем 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения, предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы, или их сочетания, и в затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 1% до приблизительно 5% по отношению к массе цемента; и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Краткое описание чертежа

Отличительные особенности и преимущества определенных вариантов осуществления можно будет проще оценивать при рассмотрении в сочетании с сопровождающим чертежом. Данный чертеж не следует истолковывать как ограничивающий какой-либо из предпочтительных вариантов осуществления.

Фиг. 1 представляет график зависимости консистенции (Be) (Be означают единицы консистенции Бердена (Bearden)) от времени (час:мин:сек), иллюстрирующий продолжительность загустевания при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа) для четырех различных цементных композиций, у которых плотность составляет 15,8 фунтов на галлон (фунт/галлон) (1,9 килограмма на литр (кг/л)). Цементные композиции содержали цемент класса G, деионизированную (DI) воду, 0,05 галлонов на мешок цемента (галлон/мешок, 4,44·10-3 л/кг) пеногасителя D-AI 3000L™ и переменные концентрации затравочных кристаллов C-S-H. Затравочные кристаллы C-S-H представляли собой X-SEED® 100, которые поставляет компания BASF.

Подробное описание

При использовании в настоящем документе каждое из слов «содержат», «имеют», «включают» и всех их грамматических форм предназначено как имеющее открытое неограниченное значение, которое не исключает дополнительные элементы или стадии.

При использовании в настоящем документе выражение «состоящий, в основном, из» и все соответствующие грамматические формы предназначены для ограничения объема формулы изобретения заявленными материалами или стадиями, а также теми, которые не оказывают существенного влияния на основные и новые характеристики заявляемого в настоящем документе изобретения. Например, исследуемая цементная композиция может состоять, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H. Исследуемая цементная композиция может включать другие ингредиенты при том условии, что присутствие других ингредиентов не оказывает существенного влияния на основные и новые характеристики заявляемого в настоящем документе изобретения.

При использовании в настоящем документе «текучая среда» представляет собой вещество, образующее непрерывную фазу, которое склонна к тому, чтобы течь и принимать форму своего контейнера, когда вещество исследуют при температуре 71°F (22°C) и давлении, составляющем одну атмосферу (атм) или 0,1 мегапаскалей (МПа). Текучая среда может представлять собой жидкость или газ. Гомогенная текучая среда содержит только одну фазу, в то время как гетерогенная текучая среда содержит более чем одну отдельную фазу. Коллоидный раствор представляет собой пример гетерогенной текучей среды. Коллоидный раствор может представлять собой суспензию, которая включает непрерывную жидкую фазу и нерастворимые твердые частицы в качестве дисперсной фазы; эмульсию, которая включает непрерывную жидкую фазу и, по меньшей мере, одну дисперсную фазу из капель несмешивающейся жидкости; или пену, которая включает непрерывную жидкую фазу и газ в качестве дисперсной фазы.

При использовании в настоящем документе «цементная композиция» представляет собой смесь, по меньшей мере, цемента и воды. Цементная композиция может включать добавки. При использовании в настоящем документе термин «цемент» означает первоначально сухое вещество, которое в присутствии воды действует как связующий материал, который соединяет другие материалы друг с другом. Пример цемента представляет собой портландцемент. Цементная композиция, как правило, представляет собой суспензию, где водой образована непрерывная фазу суспензии, и цементом (а также любыми другими нерастворимыми частицами) образована дисперсная фаза. Непрерывная фаза цементной композиции может включать растворенные твердые вещества.

Углеводороды в виде нефти и газа встречаются в природе в некоторых подземных пластах. Подземный пласт, содержащий нефть или газ, иногда называют термином «резервуар». Резервуар может быть расположен под сушей или под морским дном. Резервуары, как правило, расположены на глубине, составляющей от нескольких сот футов (неглубокие резервуары) до нескольких десятков тысяч футов (сверхглубокие резервуары). Чтобы добывать нефть или газ, ствол скважины бурят в резервуар или вблизи резервуара.

Скважина может включать, без ограничения, нефтяную, газовую, водяную или нагнетательную скважину. При использовании в настоящем документе термин «скважина» включает, по меньшей мере, один ствол скважины. Ствол скважины может включать вертикальные, наклонные и горизонтальные части, причем он может быть прямым, изогнутым или разветвленным. При использовании в настоящем документе термин «ствол скважины» включает любые обсаженные, а также и любые необсаженные или открытые части ствола скважины. Область около ствола скважины представляет собой подземные материалы и горные породы подземного пласта, окружающего ствол скважины. При использовании в настоящем документе термин «скважина» также включает область около ствола скважины. В качестве этой области около ствола скважины, как правило, рассматривают область в пределах приблизительно 100 футов (приблизительно 30 метров) от ствола скважины. При использовании в настоящем документе термин «в скважину» означает и включает вход в любую часть скважины, в том числе в ствол скважины или в область около ствола скважины через ствол скважины.

Часть ствола скважины может представлять собой необсаженную скважину или обсаженную скважину. В необсаженной части ствола скважины колонну насосно-компрессорных труб можно поместить в ствол скважины. Колонна насосно-компрессорных труб позволяет текучим средам поступать в ствол скважины или двигаться из его дальней части. В обсаженной части ствола скважины колонну обсадных труб помещают в ствол скважины, который может также содержать колонну насосно-компрессорных труб. Ствол скважины может содержать кольцевое пространство. Примеры кольцевого пространства включают, но не ограничиваются этим, пространство между стволом скважины и внешней поверхностью колонны насосно-компрессорных труб в необсаженном стволе скважины; пространство между стволом скважины и внешней поверхностью колонны обсадных труб в обсаженном стволе скважины; и пространство между внутренней поверхностью колонны обсадных труб и внешней поверхностью колонны насосно-компрессорных труб в обсаженном стволе скважины.

В процессе заканчивания скважины обычно вводят цементную композицию в кольцевое пространство ствола скважины. Например, в обсаженном стволе скважины цементную композицию можно помещать внутрь и оставлять для затвердевания в кольцевом пространстве между стволом скважины и колонной обсадных труб, чтобы стабилизировать и укреплять колонну обсадных труб в стволе скважины. Посредством цементирования колонны обсадных труб в стволе скважины предотвращают движение текучих сред в кольцевое пространство. Соответственно, нефть или газ можно добывать в регулируемом режиме, направляя поток нефти или газа через колонну обсадных труб и в устье скважины. Цементные композиции можно также использовать в операциях первичного или вторичного цементирования, а также в операциях закупоривания скважины, цементирования под давлением или заполнения скважинного фильтра гравием.

Цемент, как правило, минералы четырех основных типов. Цемент может также включать и другие минералы в дополнение к этим четырем основным типам. Минералы в цементе обычно называются фазами цемента. Четыре основных фазы цемента представляют собой алит, белит, алюминат и феррит.

«Алит» представляет собой наименование трисиликата кальция, и «белит» представляет собой наименование дисиликата кальция. Специалисты по химии цемента часто сокращенно называют алит термином C3S и белит термином C2S. Оба материала (алит и белит) отличаются по составу от чистого трисиликата кальция и дисиликата кальция, потому что каждый из них содержит незначительные количества других оксидов, помимо оксида кальция (CaO) и диоксида кремния (SiO2).

«Алюминат» представляет собой наименование трикальцийалюмината, который специалисты по химии цемента сокращенно называют термином C3A. Алюминат отличается по составу от чистого трикальцийалюмината, потому что он содержит незначительные количества других оксидов, помимо CaO и оксида алюминия (Al2O3). «Феррит» представляет собой наименование тетракальцийалюмоферрита, который специалисты по химии цемента сокращенно называют термином C4AF. Феррит отличается по составу от чистого тетракальцийалюмоферрита, потому что он содержит незначительные количества других оксидов, помимо CaO, Al2O3 и оксида железа (Fe2O3).

Когда цемент смешивают с водой, разнообразные фазы цемента могут вступать в реакцию гидратации и образовывать продукты гидратации. Силикатные фазы (алит и белит) образуют продукты гидратации, включая, по меньшей мере, гидратированный силикат кальция и гидроксид кальция (специалисты по химии цемента сокращенно называют его термином CH). Гидратированный силикат кальция часто называют сокращенным термином C-S-H. Дефисы означают, что не подразумевается строгое соотношение CaO и SiO2. Фазы алюмината и феррита могут образовывать разнообразные продукты гидратации, в том числе гидрогранат, эттрингит и моносульфоалюминат, в зависимости от количества гипса, присутствующего в цементе.

Вскоре после смешивания цемента с водой алюминат очень быстро реагирует с водой, образуя обогащенный алюминатом гель. Эта реакция является в высокой степени экзотермической, но, как правило, продолжается лишь в течение нескольких минут после смешивания. После этой стадии реакции гидратация обычно следуют несколько часов относительно низкого выделения тепла, что иногда называют термином «стадия покоя». Когда происходит стадия покоя, цементная композиция может находиться в месте, подлежащем цементированию. В конечном счете, цементная композиция становится чрезмерно вязкой, чтобы ее можно было расположить в желательном месте. После окончания стадии покоя алит и белит начинают реагировать с водой, образуя соответствующие продукты гидратации. Продукты гидратации занимают больший объем в цементной композиции по сравнению с твердыми фазами. Соответственно, цементная композиция превращается из вязкой суспензии в жесткий твердый материал. C-S-H может составлять вплоть до 70% объема матрицы цементной композиции и именно он в первую очередь придает цементная композиция ее механические свойства, такие как сопротивление сжатию.

Все фазы цемента, как правило, реагируют с различными скоростями, образуя соответствующие продукты гидратации. Некоторые из факторов, которые могут влиять на скорость реакции разнообразных фаз цемента и воды включают тип реагентов, физическое состояние реагентов, концентрации реагентов по отношению друг к другу и температуру. Четыре основные фазы цемента находятся в такой последовательности скоростей реакции исключительно на основании типа реагентов: алюминат (C3A)>алит (C3S)>белит (C2S) и феррит (C4AF). Например, алит быстро гидратируется и затвердевает и несет ответственность за начальное затвердевание и ранее сопротивление сжатию цементной композиции. Напротив, белит медленнее гидратируется и затвердевает и способствует развитию сопротивления сжатию цементной композиции в более поздние сроки (как правило, через 7 суток после смешивание).

Физическое состояние реагентов может также влиять на скорость реакции. Когда реагенты находятся в различных фазах, т. е. твердой, жидкой или газовой, то скорость реакции является ограниченной границей раздела между реагентами. Например, алит является твердым, и когда его смешивают с жидкой водой, удельная поверхность алита имеет значение для скорости реакции между алитом и водой. Путем увеличения удельной поверхности твердого материала, такого как алит, можно увеличивать скорость его реакции в жидкой фазе.

Концентрации реагентов и температура могут также влиять на скорость реакции. Как правило, когда увеличивается концентрация одного из реагентов, увеличивается также и скорость реакции. Кроме того, когда увеличивается температура, как правило, увеличивается скорость реакции. Однако обычно существует максимальное увеличение скорости реакции, таким образом, что в некоторой точке скорость реакции больше не увеличивается, несмотря на увеличение концентрации реагента или температуры.

Твердые частицы можно в широком смысле описать как соответствующие следующим интервалам размеров: объемные частицы, мезоскопические частицы и наночастицы. При использовании в настоящем документе термин «объемная частица» означает частицу, у которой размер составляет более чем 1 микрометр (микрон или мкм). При использовании в настоящем документе термин «мезоскопические частица» означает частицу, у которой размер составляет от 1 мкм до 0,1 мкм. При использовании в настоящем документе термин «наночастица» означает частицу, у которой размер составляет менее чем 0,1 мкм. При использовании в настоящем документе термин «размер частиц» означает средний диаметр по отношению к объему и удельной поверхности (Ds), который связан с площадью поверхности частицы. Средний диаметр по отношению к объему и удельной поверхности можно определить следующим уравнением: Ds=6/(ΦsAwρp), где Φs представляет собой сферичность, Aw представляет собой удельную поверхность, и ρp представляет собой плотность частиц. Вследствие малого размера наночастиц их производство может оказаться достаточно дорогостоящим. Напротив, производство мезоскопических частиц может оказаться дешевле. Чтобы уменьшить расходы, связанные с операциями цементирования, добавки, которые представляют собой мезоскопические частицы, могут быть более предпочтительными, чем наночастицы.

Размер частиц может влиять на физические свойства частиц. Например, когда размер системы частица уменьшается ниже размера объемных частиц, может происходить больше изменений физических свойств частиц. Это известно как квантовый эффект размера. Квантовый эффект размера означает, что физические свойства твердых веществ изменяются при значительных уменьшениях размера частиц. Квантовый эффект размера становится преобладающим в наночастицах; однако квантовый эффект размера можно также наблюдать также и в случае мезоскопических частиц. Квантовый эффект размера, как правило, не наблюдается для объемных частиц. Один пример изменения физических свойств представляет собой увеличение соотношения площади поверхности и объема частиц. Это увеличение соотношения площади поверхности и объема создает повышенную поверхностную энергию частиц. Эта повышенная поверхностная энергия означает, что создается более значительный контакт частицами и реагентом, в результате чего повышается скорость реакция между частицами и реагентом. Для цементной композиции повышенная поверхностная энергия позволяет фазам цемента реагировать с большей скоростью, и в результате этого улучшаются некоторые из физических свойств цементной композиции, например, продолжительность загустевания или сопротивление сжатию.

В процессе операции цементирования желательно, чтобы цементная композиция сохраняла пригодность к перекачиванию во время введения в подземный пласт и до тех пор, пока цементная композиция не будет находиться в подлежащей цементированию части подземного пласта. После того, как цементная композиция оказывается в подлежащей цементированию части подземного пласта, цементная композиция может окончательно затвердевать. Цементная композиция, которая загустевает чрезмерно быстро в процессе перекачивания, может повредить насосное оборудование или блокировать трубы или трубопроводы. Цементная композиция, которая затвердевает чрезмерно медленно, может привести к увеличению расходов времени и средств на ожидание затвердевания данной композиции.

Если для какого-либо исследования (например, продолжительности загустевания или сопротивления сжатию) требуется стадия смешивания, то цементную композицию смешивают согласно следующей процедуре. Воду вводят в смесительный контейнер, и контейнер затем помещают на основание смесителя. Мотор основания затем включают, и он работает при скорости 4000 оборотов в минуту (об/мин). Цемент и любые другие ингредиенты вводят в контейнер с постоянной скоростью в течение не более чем 15 секунд (с). После введения всего количества цемента и любых других ингредиентов в контейнер, содержащий воду, этот контейнер закрывают крышкой, и цементную композицию перемешивают при 12000 об/мин (+/-500 об/мин) в течение 35 с (+/-1 с). Следует понимать, что цементную композицию перемешивают при температуре и давлении окружающей среды, которые составляют, соответственно, приблизительно 71°F (приблизительно 22°C) и приблизительно 1 атм. (приблизительно 0,1 МПа).

Кроме того, следует понимать, что если для какого-либо исследования (например, продолжительности загустевания или сопротивления сжатию) требуется проведение исследования при определенной температуре и, возможно, определенном давлении, то температуру и давление цементной композиции доводят до заданных значений температуры и давления после перемешивания при температуре и давлении окружающей среды. Например, цементную композицию можно перемешивать при 71°F (22°C) и 1 атм. (0,1 МПа) и затем помещать в устройство для исследования, и тогда температуру цементной композиции можно доводить до заданной температуры. При использовании в настоящем документе скорость изменения температуры составляет от приблизительно 3°F/мин до приблизительно 5°F/мин (от приблизительно 1,67°C/мин до приблизительно 2,78°C/мин). После доведения цементной композиции до заданной температуры и, возможно, заданного давления цементную композицию выдерживают при этих значениях температуры и давления в процессе исследования.

При использовании в настоящем документе термин «продолжительность загустевания» представляет собой время, которое проходит до тех пор, пока цементная композиция не становится непригодной для перекачивания при определенных значениях температуры и давления. Пригодность для перекачивания цементной композиции связана с консистенцией композиции. Консистенцию цементной композиции измеряют, используя единицу консистенции Бердена (Be), безразмерную единицу, для которой отсутствует коэффициент прямого пересчета в более распространенные единицы вязкости. При использовании в настоящем документе цементная композиция становится непригодной для перекачивания, когда консистенция композиции достигает 70 Be. При использовании в настоящем документе консистенцию цементной композиции измеряют следующим образом. Цементную композицию перемешивают. Цементную композицию затем помещают для исследования в ячейку работающего при высокой температуре и высоком давлении (HTHP) консистометра, такого как FAN® модели 275 или Chandler модели 8240. Измерения консистенции осуществляют непрерывно до тех пор, пока цементная композиция не превысит уровня 70 Be.

Цементная композиция способна развивать сопротивление сжатию. Сопротивление сжатию цементных композиций может составлять от 0 фунт/кв. дюйм до более чем 10000 фунт/кв. дюйм (от 0 до более чем 69 МПа). Сопротивление сжатию, как правило, измеряют в заданное время после того, как композицию перемешивают, причем при заданных значениях температуры и давления. Сопротивление сжатию можно измерять, например, через 24 часа. Неразрушающим способом сопротивление сжатию непрерывно измеряют у исследуемого на сопротивление сжатию образца цементной композиции в процессе исследования, используя неразрушающее ультразвуковое устройство, такое как ультразвуковой анализатор цемента (UCA), который поставляет компания FANN® Instruments (Хьюстон, штат Техас, США). При использовании в настоящем документе «сопротивление сжатию» цементной композиции измеряют, используя неразрушающий способ, в определенное время при заданных значениях температуры и давления, следующим образом. Цементную композицию перемешивают. Цементную композицию затем помещают в ультразвуковой анализатор цемента и исследуют при заданных значениях температуры и давления. Устройство UCA непрерывно измеряет время прохождения звукового сигнала через образец. Устройство UCA содержит предварительно установленные алгоритмы, которые пересчитывают время прохождения сигнала в сопротивление сжатию. Устройство UCA регистрирует сопротивление сжатию цементной композиции в единицах давления, таких как фунт/кв. дюйм или МПа.

Сопротивление сжатию цементной композиции можно использовать как показатель начального или полного затвердевания цементной композиции. При использовании в настоящем документе цементная композиция считается первоначально затвердевшей, когда цементная композиция развивает сопротивление сжатию, составляющее 50 фунт/кв. дюйм (0,3 МПа) при заданных значениях температуры и давления. При использовании в настоящем документе термин «продолжительность начального затвердевания» представляет собой продолжительность периода времени между введением цемента и любых других ингредиентов в воду и начальным затвердеванием композиции.

При использовании в настоящем документе термин «затвердевание» и все его грамматические формы предназначены для описания процесса приобретения прочности или твердости путем отверждения. При использовании в настоящем документе термин «продолжительность затвердевания» представляет собой продолжительность периода времени между введением цемента и любых других ингредиентов в воду и затвердеванием композиции при заданной температуре. Затвердевание цементной композиции может происходить вплоть до 48 часов или занимать более продолжительное время. Некоторые цементные композиции могут продолжать развитие сопротивления сжатию в течение нескольких суток. Сопротивление сжатию цементной композиции может достигать уровня, превышающего 10000 фунт/кв. дюйм (69 МПа).

Чтобы способствовать улучшению некоторых физических или механических свойств цементной композиции, затравочные кристаллы C-S-H можно вводить в цементную композицию. При использовании в настоящем документе термин «затравочные кристаллы C-S-H» означает твердые частицы C-S-H и не включает любой C-S-H, образующийся в реакция гидратации любых фаз цемента и воды в цементной композиции. При введении затравочных кристаллов C-S-H в цементную композицию затравочные кристаллы C-S-H создают дополнительные центры кристаллизации в фазах цемента, и в результате этого увеличивается скорость реакций гидратации этих фаз. При увеличении скорости реакций гидратации могут улучшаться некоторые из свойств цементной композиции. Например, может уменьшаться продолжительность начального затвердевания и продолжительность затвердевания цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы C-S-H.

Одна из целей операции цементирования может заключаться в том, чтобы изолировать часть ствола скважины и предотвращать движение текучих сред через цементную композицию в другие области ствола скважины. В качестве примера движения текучей среды через цементную композицию можно привести миграцию газа. Миграция газа вызвана потерей гидростатического давления в некоторый момент времени, прежде чем цементная композиция достигает достаточно высокого уровня статического напряжения сдвига, чтобы сопротивляться газовому потоку через цементную композицию.

Статическое напряжение сдвига представляет собой развитие жесткости в объеме матрицы цементной композиции, которая заставляет цементную композицию сопротивляться приложенной к ней силе. Цементная композиция, имеющая статическое напряжение сдвига, составляющее менее чем 100 фунт/100 кв. футов (4,88 кг/м2), представляет собой относительно текучую среду, которая способна течь и передавать гидростатическое давление. Статическое напряжение сдвига цементной композиции можно измерять, используя разнообразное оборудование для исследований. Статическое напряжение сдвига цементной композиции обычно выражают в единицах массы на единицу площади, например, в фунтах на квадратный фут (фунт/кв. фут).

При использовании в настоящем документе «статическое напряжение сдвига SGSA» цементной композиции измеряют следующим образом. Цементную композицию перемешивают. Цементную композицию затем помещают в анализатор статического напряжения (SGSA), такой как SGSA Chandler, и исследуют при заданных значениях температуры и давления. Устройство SGSA непрерывно измеряет время прохождения звукового сигнала через образец. Устройство SGSA содержит предварительно установленные алгоритмы, которые пересчитывают время прохождения сигнала в статическое напряжение сдвига.

При использовании в настоящем документе «статическое напряжение сдвига Mini MACS» (мини-система многофакторного анализа цемента) цементной композиции измеряют следующим образом. Цементную композицию перемешивают. Цементную композицию затем помещают в анализатор Mini MACS. Цементную композицию нагревают до заданной температуры, подвергают заданному давлению и перемешивают при скорости 150 оборотов в минуту (об/мин) до тех пор, пока не будет достигнуто предполагаемое время выдерживания. Лопасть анализатора Mini MACS вращается со скоростью 0,2°/мин, и при этом измеряют сопротивление сдвигу на лопасти. Сопротивление сдвигу на лопасти затем пересчитывают в статическое напряжение сдвига цементной композиции.

При использовании в настоящем документе термин «продолжительность начального загустевания» представляет собой продолжительность периода времени между смешиванием цементной композиции и достижением цементной композицией статического напряжения сдвига, составляющего 100 фунт/100 кв. футов. После достижения 100 фунт/100 кв. футов (4,88 кг/м2) цементная композиция может продолжать развитие статическое напряжение сдвига. Когда цементная композиция развивает статическое напряжение сдвига, составляющее, по меньшей мере, 500 фунт/100 кв. футов (24,4 кг/м2), цементная композиция, как правило, больше не теряет гидростатическое давление, и, таким образом, миграция газа может в существенной степени уменьшаться или может совсем прекращаться. При использовании в настоящем документе термин «продолжительность перехода» представляет собой время, которое требуется для увеличения статического напряжения сдвига цементной композиции от 100 фунт/100 кв. футов (4,88 кг/м2) до 500 фунт/100 кв. футов (24,4 кг/м2). Желательно сокращать продолжительность перехода, насколько это возможно.

Добавку можно включать в цементную композицию, чтобы способствовать устранению или ограничению миграции газа. Пример такой добавки представляет собой латекс. Латексом называется суспензия, состоящая из твердых каучуковых частиц в качестве дисперсной фазы и жидкости в качестве непрерывной фазы. Как правило, вода представляет собой непрерывную фазу суспензии. Примеры подходящих каучуковых частиц включают натуральный каучук (цис-1,4-полиизопрен), в том числе большинство его модифицированных типов, и синтетические полимеры разнообразных типов, в том числе стирол-бутадиеновый каучук (SBR), цис-1,4-полибутадиеновый каучук и его смеси с натуральным каучуком или стирол-бутадиеновым каучуком, высокостирольный каучук, бутилкаучук, этиленпропиленовые каучуки (EPM и EPDM), неопреновый каучук, нитрильный каучук, цис-1,4-полиизопреновый каучук, кремнийорганический каучук, хлорсульфированный полиэтиленовый каучук, сшитый полиэтиленовый каучук, эпихлоргидриновый каучук, фторуглеродный каучук, фторокремнийорганический каучук, полиуретановый каучук, полиакриловый каучук, полисульфидный каучук, AMPS-стирол-бутадиеновый каучук и их сочетания. Термин «AMPS» означает 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту или ее соли. Примеры подходящих латексных добавок можно найти в следующих документах: патент США № 5293938, выданный David D. Onan, Garland W. Davis, Roger S. Cromwell и Wendell D. Riley 15 марта 1994 г.; патент США № 5688844, выданный Jiten Chatterji, Bobby J. King, Patty L. Totten и David D. Onan 18 ноября 1997 г.; и патент США № 7784542 B2, выданный Craig W. Roddy, Jiten Chatterji, Roger Cromwell, Rahul Chandrakant Patil, Abhijit Tarafdar, Abhimanyu Deshpande и Christopher Lynn Gordon 31 августа 2010 г., причем каждый их этих патентов во всей своей полноте включен в настоящий документ посредством данной ссылки во всех целях. Обычно включают другие добавки в цементную композицию, содержащую латексную добавку. Например, в цементную композицию можно вводит вулканизирующие реагенты для каучука и латексные стабилизаторы. Примеры подходящих вулканизирующих реагентов включают серу, органические пероксидные соединения, азосоединения, фенольные отвердители, производные бензохинона, бисмалеимиды, селен, теллур, нитросоединения, смолы, оксиды металлов и органические соединения серы, такие как алкилтиурамдисульфиды, с которыми можно ознакомиться в патенте США № 5293938. Примеры подходящих латексных стабилизаторов включают, этоксилированный нонилфенол, содержащий от 15 от приблизительно 15 до приблизительно 40 моль этиленоксида, а также натриевую соль сульфонированного и этоксилированного соединения, имеющего формулу H(CH2)12-15, с которой можно ознакомиться в патенте США № 5688844.

Однако некоторые добавки, используемые для ускорения затвердевания цементной композиции, могут вступать в неблагоприятные взаимодействия с латексной добавкой. В результате цементные композиции, содержащие латексную добавку и ускоритель затвердевания, могут иметь пониженное сопротивление сжатию и могут медленнее развивать сопротивление сжатию или статическое напряжение сдвига. Более того, цементные композиции, содержащие латексную добавку, могут иметь пониженное сопротивление сжатию и могут медленнее развивать сопротивление сжатию или статическое напряжение сдвига по сравнению с аналогичной цементной композицией без латексной добавки.

Было обнаружено, что цементную композицию, содержащую затравочные кристаллы C-S-H, в которой затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, можно использовать в подземном пласте. Кроме того, было обнаружено, что цементная композиция, содержащая затравочные кристаллы C-S-H, в которой затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, можно использовать в цементных композициях, содержащих латексную добавку. Некоторые из преимуществ введения затравочных кристаллов C-S-H в цементную композицию заключаются в том, что такая цементная композиция способна развивать повышенное сопротивление сжатию, иметь меньшую продолжительность начального затвердевания и продолжительность затвердевания, развивать повышенное статическое напряжение сдвига и быть совместимой с цементными добавками, которые обычно используют в операциях цементирования, по сравнению с аналогичной цементной композицией без затравочных кристаллов C-S-H.

Согласно варианту осуществления, способ цементирования в подземном пласте включает введение цементной композиции в подземный пласт, в котором цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), причем исследуемая цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H в таких же пропорциях, как в цементной композиции, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Согласно еще одному варианту осуществления, способ цементирования в подземном пласте включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), и затравочные кристаллы C-S-H присутствуют, по меньшей мере, в достаточной концентрации, таким образом, что цементная композиция развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа), в то время как практически идентичная цементная композиция без затравочных кристаллов C-S-H развивает сопротивление сжатию, составляющее менее чем 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Согласно еще одному варианту осуществления, способ цементирования в подземном пласте включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), и затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетания, и затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 1% до приблизительно 5% по отношению к массе цемента; и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Обсуждение предпочтительных вариантов осуществления по отношению к цементной композиции или какому-либо ингредиенту в цементной композиции предназначено для распространения на варианты осуществления способа. Обсуждение предпочтительных вариантов осуществления по отношению к цементной композиции или какому-либо ингредиенту в цементной композиции предназначено для распространения на цементную композицию, содержащую любые дополнительные добавки, которые могут быть включены в цементную композицию. Например, если цементная композиция включает латексную добавку, то обсуждение предпочтительных вариантов осуществления предназначено для распространения на цементную композицию без латексной добавки и на цементную композицию, включающую латексную добавку. Следует понимать, что в любом предпочтительном варианте осуществления, представленном в отношении физического/механического свойства цементной композиции (например, продолжительности загустевания, продолжительности затвердевания или продолжительности перехода), затравочные кристаллы C-S-H должны присутствовать, по меньшей мере, в достаточной концентрации, и размер частиц затравочных кристаллов C-S-H следует выбирать таким образом, чтобы цементная композиция развивала предпочтительное физическое/механическое свойство.

Любое упоминание таких единиц, как галлоны, означает американские галлоны. При использовании в настоящем документе термин «растворимый» означает, что, по меньшей мере, 1 часть вещества растворяется в 99 частях жидкости при температуре 77°F (25°C) и давлении 1 атм. (0,1 МПа). При использовании в настоящем документе термин «нерастворимый» означает, что менее чем 1 часть вещества растворяется в 99 частях жидкости при температуре 77°F (25°C) и давлении 1 атм. (0,1 МПа).

Цементная композиция включает цемент. Цемент может представлять собой гидравлический цемент. Разнообразные сорта гидравлического цемента можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, в том числе, но не ограничиваясь этим, сорта, содержащие кальций, алюминий, кремний, кислород, железо и/или серу, которые загустевают и затвердевают в результате реакции с водой. Подходящие сорта гидравлического цемента включают, но не ограничиваются этим, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, силикатные цементы и их сочетания. В определенных вариантах осуществления гидравлический цемент можно содержать портландцемент. В некоторых вариантах осуществления портландцементы, которые являются подходящими для использования в настоящем изобретении, классифицируют по классам цементов A, C, H и G, как определяет Американский институт нефти (API), см. «Техническое описание материалов и испытаний цементов для скважин» (API, Техническое описание 10, пятое издание, 01 июля 1990 г.). Предпочтительно цемент представляет собой цемент класса G или класса H.

Цементная композиция включает воду. Воду можно выбирать из группы, которую составляют пресная вода, солоноватая вода, соленая вода и любое их сочетание. Цементная композиция может дополнительно включать растворимую в воде соль. Предпочтительно в качестве соли выбирают хлорид натрия, хлорид кальция, бромид кальция, хлорид калия, бромид калия, хлорид магния и любое их сочетание. Цементная композиция может содержать растворимую в воде соль в концентрации, составляющей от приблизительно 5% до приблизительно 35% по отношению к массе воды.

Цементная композиция включает затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H). Предпочтительно затравочные кристаллы C-S-H являются нерастворимыми в воде. Затравочные кристаллы C-S-H могут быть синтетическими или представлять собой продукт реакции гидратации между алитом или белитом и водой. Дефисы (-) означают, что не предусмотрено определенное соотношение кальция (C) и силиката (S). Однако обычное соотношение C:S в гидратированном силикате кальция составляет 2: 1. Соотношение C:S может представлять собой любой соотношение при том условии, что гидратированный силикат кальция позволяет цементной композиции удовлетворять предпочтительным вариантам осуществления. Предпочтительно соотношение C:S составляет от 0,5:2 до 2,5:0,5.

В одном варианте осуществления затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетания. Предпочтительно затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы. Согласно этому предпочтительному варианту осуществления, затравочные кристаллы C-S-H имеют такое распределение частиц по размерам, что, по меньшей мере, 90% затравочных кристаллов C-S-H имеют размер частиц, составляющий от 1 мкм до 0,1 мкм. Предпочтительнее затравочные кристаллы C-S-H имеют такое распределение частиц по размерам, что, по меньшей мере, 90% затравочных кристаллов C-S-H имеют размер частиц, составляющий приблизительно от 0,4 мкм до 0,1 мкм.

Затравочные кристаллы C-S-H могут присутствовать в сухой форме. Затравочные кристаллы C-S-H могут также присутствовать в форме суспензии, в которой затравочные кристаллы C-S-H представляют собой дисперсную фазу, а жидкость на водной основе или жидкий углеводород представляет собой непрерывную фазу суспензии. Пример имеющих в продаже затравочных кристаллов C-S-H в форме суспензии представляет собой X-SEED® 100, который поставляет компания BASF (Тростберг, Германия).

В одном варианте осуществления затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей, по меньшей мере, 0,05% по отношению к массе цемента. Следует понимать, что концентрации затравочных кристаллов C-S-H представлены на основании сухой массы затравочных кристаллов C-S-H. Если затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в форме суспензии, то суспензия имеет определенное процентное содержание активных твердых затравочных кристаллов C-S-H. Например, в суспензии концентрацию затравочных кристаллов C-S-H в расчете на сухую массу можно вычислить на основании содержания активных твердых затравочных кристаллов C-S-H в суспензии. В еще одном варианте осуществления затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 0,05% до приблизительно 7% по отношению к массе цемента. В еще одном варианте осуществления затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 1% до приблизительно 5% по отношению к массе цемента. Согласно еще одному варианту осуществления, затравочные кристаллы C-S-H присутствуют, по меньшей мере, в достаточной концентрации, таким образом, что цементная композиция развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа), в то время как практически идентичная цементная композиция, без затравочных кристаллов C-S-H, развивает сопротивление сжатию, составляющее менее чем 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа).

В одном варианте осуществления цементная композиция дополнительно содержит латексную добавку. В варианте осуществления латексная добавка представляет собой суспензию, содержащую твердые каучуковые частицы в качестве дисперсной фазы и жидкость в качестве непрерывной фазы. Вода может представлять собой непрерывную фазу суспензии. Примеры подходящих каучуковых частиц включают натуральный каучук (цис-1,4-полиизопрен), в том числе большинство его модифицированных типов, а также синтетические полимеры разнообразных типов, в том числе стирол-бутадиеновый каучук (SBR), цис-1,4-полибутадиеновый каучук и его смеси с натуральным каучуком или стирол-бутадиеновым каучуком, высокий стирольный каучук, бутилкаучук, этиленпропиленовые каучуки (EPM и EPDM), неопреновый каучук, нитрильный каучук, цис-1,4-полиизопреновый каучук, кремнийорганический каучук, хлорсульфированный полиэтиленовый каучук, сшитый полиэтиленовый каучук, эпихлоргидриновый каучук, фторуглеродный каучук, фторокремнийорганический каучук, полиуретановый каучук, полиакриловый каучук, полисульфидный каучук, AMPS-стирол-бутадиеновый каучук и их сочетания. Сокращение «AMPS» означает 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту или ее соли. Цементная композиция может также включать другие добавки в дополнение к латексной добавке. Например, в цементную композицию можно вводит вулканизирующие реагенты для каучука и латексные стабилизаторы. Примеры подходящих вулканизирующих реагентов включают серу, органические пероксидные соединения, азосоединения, фенольные отвердители, производные бензохинона, бисмалеимиды, селен, теллур, нитросоединения, смолы, оксиды металлов и органические соединения серы, такие как алкилтиурамдисульфиды, Примеры подходящих латексных стабилизаторов включают, этоксилированный нонилфенол, содержащий от 15 от приблизительно 15 до приблизительно 40 моль этиленоксида, а также натриевую соль сульфонированного и этоксилированного соединения, имеющего формулу H(CH2)12-15. С примерами подходящих латексных добавок, ингредиентов латексной добавки и дополнительных добавок для цементной композиции, содержащая латексную добавку, такую как вулканизирующие реагенты для каучука и латексные стабилизаторы, можно ознакомиться в патенте США № 5293938, патенте США № 5688844 и патент США № 7784542 B2 (перечислены выше), которые во всей своей полноте включены в настоящий документ посредством соответствующей ссылки для всех целей. Подходящие примеры имеющихся в продаже латексных добавок включают, но не ограничиваются этим, латексную добавку LATEX 2000™ и латексную добавку LATEX 3000™, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc.

В варианте осуществления цементная композиция имеет продолжительность загустевания, составляющую, по меньшей мере, 2 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа). В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет продолжительность загустевания, составляющую от приблизительно 4 до приблизительно 15 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа). Некоторые из параметров, которые могут влиять на продолжительность загустевания цементной композиции, включают концентрацию затравочных кристаллов C-S-H, концентрацию любого замедлителя затвердевания, содержащегося в цементной композиции, концентрацию любой соли, присутствующей в цементной композиции, и температуру на забое скважины в подземном пласте. При использовании в настоящем документе термин «забой скважины» означает часть подземного пласта, которая подлежит цементированию. В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет продолжительность загустевания, составляющую, по меньшей мере, 3 часов при температуре на забое скважины и давлении подземного пласта.

В одном варианте осуществления цементная композиция имеет продолжительность начального затвердевания, составляющую менее чем 24 часа, предпочтительнее менее чем 12 часов, при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа). В еще одном варианте осуществления, цементная композиция имеет продолжительность начального затвердевания, составляющую менее чем 24 часа, предпочтительнее менее чем 12 часов, при температуре на забое скважины и давлении подземного пласта.

Предпочтительно, цементная композиция имеет продолжительность затвердевания, составляющую менее чем 48 часов при температуре 60°F (15,6°C). Предпочтительнее цементная композиция имеет продолжительность затвердевания, составляющую менее чем 24 часов при температуре 60°F (15,6°C). Наиболее предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность затвердевания, составляющую от приблизительно 3 до приблизительно 24 часов при температуре 60°F (15,6°C). В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет продолжительность затвердевания, составляющую менее чем 24 часов, предпочтительнее менее чем 12 часов при температуре на забое скважины и давлении подземного пласта.

Согласно варианту осуществления, исследуемая цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H и в таких же пропорциях, как в цементной композиции, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа). Предпочтительно цементная композиция имеет сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 500 фунт/кв. дюйм (3,5 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа). Предпочтительнее цементная композиция имеет сопротивление сжатию, составляющее от приблизительно 500 до приблизительно 5000 фунт/кв. дюйм (от приблизительно 3,5 до приблизительно 34,5 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа). Предпочтительнее цементная композиция имеет сопротивление сжатию, составляющее от приблизительно 1000 до приблизительно 5000 фунт/кв. дюйм (от приблизительно 6,9 до приблизительно 34,5 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа). Согласно еще одному варианту осуществления, цементная композиция имеет сопротивление сжатию, составляющее от приблизительно 1000 до приблизительно 5000 фунт/кв. дюйм (от приблизительно 6,9 до приблизительно 34,5 МПа) при температуре на забое скважины и давлении подземного пласта.

Предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 4 часа (ч) при использовании процедуры статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°C) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа). В одном варианте осуществления затравочные кристаллы C-S-H присутствуют, по меньшей мере, в достаточной концентрации, таким образом, что цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 4 часа при использовании процедуры статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°C) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа). Предпочтительнее цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 1 час при использовании процедуры статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°C) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа). Наиболее предпочтительно цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 30 минут (мин) при использовании процедуры статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°C) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа). В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 70 минут при температуре на забое скважины и давлении подземного пласта.

Предпочтительно, цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 70 минут (мин) при использовании процедуры статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа). В одном варианте осуществления затравочные кристаллы C-S-H присутствуют, по меньшей мере, в достаточной концентрации, таким образом, что цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 70 минут (мин) при использовании процедуры статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа). Предпочтительнее цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 50 минут при использовании процедуры статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа). Наиболее предпочтительно, цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 30 минут при использовании процедуры статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°C) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа).

Цементная композиция может дополнительно содержать и другие добавки. Примеры других добавок включают, но не ограничиваются этим, наполнитель, препятствующую потере текучей среды добавку, замедлитель затвердевания, понизитель трения, препятствующую снижению прочности добавку, понизитель плотности, пеногаситель, утяжелитель, улучшающую механические свойства добавку, пластозакупоривающий материал, понизитель фильтрации, тиксотропную добавку и их сочетания.

Цементная композиция может содержать наполнитель. Подходящие примеры наполнителей включают, но не ограничиваются этим, зольную пыль, песок, глины и стекловидный сланец. Предпочтительно наполнитель присутствует в концентрации, составляющей от приблизительно 5% до приблизительно 50% по отношению к массе цемента.

Цементная композиция может содержать препятствующую потере текучей среды добавку. Подходящие примеры имеющихся в продаже препятствующих потере текучей среды добавок включают, но не ограничиваются этим, добавки, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями HALAD®-344, HALAD®-413 и HALAD®-300. Предпочтительно препятствующая потере текучей среды добавка присутствует в концентрации, составляющей от приблизительно 0,05% до приблизительно 10% по отношению к массе цемента.

Цементная композиция может содержать замедлитель затвердевания. Подходящие примеры имеющихся в продаже замедлителей затвердевания включают, но не ограничиваются этим, добавки, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями HR®-4, HR®-5, HR®-6, HR®-12, HR®-20, HR®-25, SCR-100™ и SCR-500™. Предпочтительно замедлитель затвердевания присутствует в концентрации, составляющей от приблизительно 0,05% до приблизительно 10% по отношению к массе цемента.

Цементная композиция может содержать понизитель трения. Подходящие примеры имеющихся в продаже понизителей трения включают, но не ограничиваются этим, материалы, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями CFR-2™, CFR-3™, CFR-5LE™, CFR-6™ и CFR-8™. Предпочтительно понизитель трения присутствует в концентрации, составляющей от приблизительно 0,1% до приблизительно 10% по отношению к массе цемента.

Цементная композиция может содержать препятствующую снижению прочности добавку. Подходящие примеры имеющихся в продаже препятствующих снижению прочности добавок включают, но не ограничиваются этим, материалы, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями SSA-1™ и SSA-2™. Предпочтительно препятствующая снижению прочности добавка присутствует в концентрации, составляющей от приблизительно 5% до приблизительно 50% по отношению к массе цемента.

Цементная композиция может включать понизитель плотности. Подходящие примеры имеющихся в продаже понизителей плотности включают, но не ограничиваются этим, материалы, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями SPHERELITE® и LUBRA-BEADS® FINE, а также полые стеклянные шарики, которые продает компания 3M (Сент-Пол, штат Миннесота) под торговыми наименованиями HGS2000™, HGS3000™, HGS4000™, HGS5000™, HGS6000™, HGS 10000™ и HGS18000™. Предпочтительно понизитель плотности присутствует в концентрации, составляющей от приблизительно 5% до приблизительно 50% по отношению к массе цемента.

Имеющиеся в продаже примеры других добавок включают, но не ограничиваются этим, добавки, которые продает компания Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями High Dense® No. 3, High Dense® No. 4, Barite™, Micromax™, Silicalite™, WellLife® 665, WellLife® 809, WellLife® 810 и Channel Seal™ Fluid.

В одном варианте осуществления цементная композиция имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 8 фунтов на галлон (фунт/галлон) (0,96 килограммов на литр (кг/л)). В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет плотность, составляющую, по меньшей мере, 15 фунт/галлон (1,8 кг/л). В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет плотность, составляющую от приблизительно 8 до приблизительно 15 фунт/галлон (от приблизительно 0,96 до приблизительно 1,8 кг/л). В еще одном варианте осуществления цементная композиция имеет плотность, составляющую от приблизительно 15 до приблизительно 20 фунт/галлон (от приблизительно 1,8 до приблизительно 2,4 кг/л).

Согласно определенным вариантам осуществления, способ цементирования в подземном пласте включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы C-S-H; и выдерживание цементной композиции для затвердевания.

Варианты осуществления способа включают стадию введения цементной композиции в подземный пласт. Стадия введения для этой цели представляет собой, по меньшей мере, одну из следующих операций: заканчивание скважины, пенное цементирование, первичное или вторичное цементирование, закупоривания скважины, цементирование под давлением или заполнения скважинного фильтра гравием. Цементная композиция может находиться в пригодном для перекачивания состоянии до и в процессе ее введения в подземный пласт. В одном варианте осуществления подземный пласт пронизывает скважина. Скважина может представлять собой, без ограничения, нефтяную, газовую, водяную или нагнетательную скважину. Согласно данному варианту осуществления, стадия введения включает введение цементной композиции в скважину. Согласно еще одному варианту осуществления, скважина пронизывает подземный пласт, и скважина включает кольцевое пространство. Согласно этому другому варианту осуществления, стадия введения включает введение цементной композиции в часть кольцевого пространства.

Варианты осуществления способа могут дополнительно включать стадию изготовления цементной композиции перед стадией введения. Согласно данному варианту осуществления, стадия изготовления может включать добавление, по меньшей мере, цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H в смесительное устройство и перемешивание цементной композиции. Стадия изготовления может дополнительно включать введение, по меньшей мере, одной добавки для изготовления цементной композиции. Например, можно вводить латексную добавку для изготовления цементной композиции. Стадию добавления можно осуществлять в любом порядке. Например, затравочные кристаллы C-S-H можно добавлять к цементу, а затем воду можно добавлять к цементу и затравочным кристаллам C-S-H. В качестве еще одного примера, воду можно добавлять к цементу, а затем затравочные кристаллы C-S-H можно добавлять к воде и цементу. В качестве еще одного примера, затравочные кристаллы C-S-H и цемент можно добавлять к воде одновременно. Независимо от последовательности добавления, следует понимать, что затравочные кристаллы C-S-H, добавляемые к цементной композиции, являются дополнительными по отношению к любому C-S-H, образующемуся в результате реакции гидратации между какими-либо из фаз цемента и водой. Если какие-либо другие добавки, такие как латексная добавка, требуется включать в цементную композицию, то эти другие добавки (добавку) можно вводить в цементную композицию в любом порядке. Стадию смешивания можно осуществлять, используя подходящее смесительное устройство.

Варианты осуществления способа могут дополнительно включать стадию определения максимальной объемной доля твердой фазы (PVF) перед стадией введения. Если варианты осуществления способа дополнительно включают стадию изготовления цементной композиции, то стадию определения максимальной PVF осуществляют перед стадией изготовления. Термин «объемная доля твердой фазы» означает объем твердых зернистых материалов в текучей среде, деленный на суммарный объем текучей среды. Интервалы размеров предпочтительных твердых зернистых материалов, а также их относительные пропорции выбирают таким образом, чтобы обеспечить максимальную (или, насколько это возможно, наиболее близкую к максимальной) объемную долю твердой фазы, чтобы текучая среда находилась в состоянии замедленного осаждения. Чтобы получить максимальную PVF, можно использовать сочетание следующих трех факторов. Первый из них представляет собой использование, по меньшей мере, трех зернистых материалов, причем, по меньшей мере, три зернистых материала содержат частицы, размеры которых образуют интервалы, отделенные друг от друга. Второй фактор представляет собой выбор пропорций трех зернистых материалов для их смешивания, таким образом, чтобы при их смешивании текучая среда оставалась в состоянии замедленного осаждения. Третий фактор представляет собой выбор взаимных пропорций трех зернистых материалов по отношению друг к другу, согласно их соответствующим интервалам размеров, таким образом, чтобы максимальная PVF была, по меньшей мере, приблизительно достижимой для суммарного содержания всех зернистых материалов в системе текучей среды. Стадия определения максимальной PVF может дополнительно включать стадию выбора размеров частиц затравочных кристаллов C-S-H и любых других добавок для цели достижения максимальной PVF. Со стадией определения максимальной PVF и способом выбора размеров частиц можно ознакомиться в патенте США № 7213646 B2, выданном Craig W. Roddy, Ricky L. Covington и Jiten Chatterji 08 мая 2007 г., причем данный патент во всей своей полноте включен в настоящий документ посредством данной ссылки во всех целях.

Варианты осуществления способа также включают стадию выдерживания цементной композиции для затвердевания. Стадию выдерживания можно осуществлять после стадии введения цементной композиции в подземный пласт. Варианты способа осуществления могут включать дополнительные стадии перфорации, разрыва пласта или осуществления кислотной обработки после стадии выдерживания.

Подземный пласт может иметь температуру на забое скважины, составляющую от приблизительно 35°F до приблизительно 300°F (от приблизительно 1,7°C до приблизительно 148,9°C). Предпочтительно подземный пласт имеет температуру на забое скважины, составляющую от приблизительно 40°F до приблизительно 190°F (от приблизительно 4,4°C до приблизительно 87,8°C). Предпочтительнее подземный пласт имеет температуру на забое скважины, составляющую от приблизительно 60°F до приблизительно 120°F (от приблизительно 15,6°C до приблизительно 48,9°C).

Примеры

Чтобы способствовать лучшему пониманию предпочтительных вариантов осуществления, представлены следующие примеры определенных аспектов этих предпочтительных вариантов осуществления. Следующие примеры представляют собой не примеры, которые можно привести согласно предпочтительным вариантам осуществления, и они не предназначены для ограничения объема настоящего изобретения.

Для данных, содержащихся в следующих таблицах и на чертеже, концентрацию любого ингредиента в цементной композиции можно выражать как процентное соотношение к массе цемента (сокращенно обозначается как «% по отношению к массе цемента») или как число галлонов на мешок цемента (сокращенно обозначается как «галлон/мешок»). Затравочные кристаллы C-S-H представляли собой материал X-SEED® 100, который поставляет компания BASF. Затравочные кристаллы C-S-H находились в форме суспензии, содержащей 20% активных твердых веществ. Все концентрации затравочных кристаллов C-S-H выражены по отношению к сухой массе затравочных кристаллов C-S-H, и при этом не учитывается масса непрерывной фазы суспензии. Концентрации по отношению к сухой массе вычисляли на основании 20% активности затравочных кристаллов C-S-H в суспензии.

Если не определены другие условия, каждая из цементных композиций имела плотность 16,4 фунтов на галлон (фунт/галлон) (1,97 кг/л) и содержала, по меньшей мере, следующие ингредиенты: 4,92 галлон/мешок деионизированной воды; цемент класса H Joppa или цемент класса G Dyckerhoff, 0,05 галлон/мешок пеногасителя D-AIR 3000L™, понизитель трения CFR-3™ в количестве 0,05% по отношению к массе цемента и замедлитель затвердевания HR®6L в количестве 0,05% по отношению к массе цемента. Любые дополнительные ингредиенты в цементной композиции будут включены в соответствующие таблицы и представлены как дополнительные ингредиенты.

Если не определены другие условия, все цементные композиции смешивали и исследовали согласно процедуре специфических исследований, как представлено выше в разделе «Подробное описание». Цементные композиции исследовали в отношении начальной продолжительности затвердевания при различных температурах и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (21 МПа). Исследования времени достижения 500 фунт/кв. дюйм (3,5 МПа) осуществляли при различных температурах и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (21 МПа). Исследования сопротивление сжатию осуществляли через 24 часа или 48 часов при различных температурах и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (21 МПа). Исследования продолжительности загустевания осуществляли при различных температурах давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа).

Таблица 1 представляет данные о времени достижения 500 фунт/кв. дюйм (3,5 МПа), сопротивлении сжатию через 24 часа, скорости развития сопротивления сжатию и продолжительности загустевания для нескольких цементных композиций. Цементные композиции также содержали следующие дополнительные ингредиенты: затравочные кристаллы C-S-H в переменных концентрациях (% по отношению к массе цемента) и LATEX® 2000 или LATEX® 3000 в концентрации 1 галлон/мешок (0,089 л/кг). Цементные композиции, содержащие LATEX® 2000, также включали 0,2 галлон/мешок (0,018 л/кг) латексного стабилизатора 434B™. Как можно видеть в таблице 1, цементные композиции, содержащие затравочные кристаллы C-S-H в концентрации 0,5% или 1% по отношению к массе цемента, проявляли улучшенные физические свойства по сравнению с цементной композиции, в которой не содержались затравочные кристаллы C-S-H. Результаты в таблице 1 показывают, что для данной цементной композиции при увеличении температуры улучшаются физические свойства цементной композиции. Например, когда температура увеличивается, продолжительность загустевания уменьшается, сопротивление сжатию увеличивается, и скорость развития сопротивления сжатию увеличивается. Как можно также видеть в таблице 1, физические свойства цементной композиции улучшать путем увеличения концентрации затравочных кристаллов C-S-H. Эти данные также показывают, что затравочные кристаллы C-S-H не только являются совместимыми с двумя различными латексными добавками, но также улучшают физические свойства цементной композиции, содержащей латексную добавку.

Таблица 2 представляет данные о продолжительности перехода для нескольких цементных композиций. Цементные композиции исследовали, используя процедуру статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°C) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа). Цементные композиции также содержали следующие дополнительный ингредиенты: переменные концентрации затравочных кристаллов C-S-H (% по отношению к массе цемента) и 1 галлон/мешок (0,089 л/кг) LATEX® 2000 или LATEX® 3000. Как можно видеть в таблице 2, цементная композиция, содержащая обычно используемую латексную добавку, чтобы способствовать регулированию миграции газа, имела продолжительность перехода, составляющую, по меньшей мере, три часа. Путем введения затравочных кристаллов C-S-H продолжительность перехода можно уменьшать в значительной степени. Как можно также видеть в таблице 2, продолжительность перехода может уменьшаться при увеличении концентрации затравочных кристаллов C-S-H.

Таблица 3 представляет данные о продолжительности загустевания, начальной продолжительности затвердевания, времени до достижения 500 фунт/кв. дюйм (3,5 МПа), и сопротивлении сжатию через 24 часа для нескольких цементных композиций. Цементные композиции имели плотность 15,8 фунт/галлон (1,9 кг/л) и содержали следующие ингредиенты: 4,92 галлон/мешок деионизированной воды, цемент класса G Dyckerhoff и переменные концентрации затравочных кристаллов C-S-H (% по отношению к массе цемента). Как можно видеть в таблице 3, для данной температуры, когда концентрация затравочных кристаллов C-S-H увеличивается, уменьшается продолжительность загустевания, продолжительность начального затвердевания и время достижения 500 фунт/кв. дюйм (3,5 МПа), и увеличивается сопротивление сжатию. Как можно также видеть в таблице 3, для данной концентрации затравочных кристаллов C-S-H температура играет важную роль в физических/механических свойствах цементной композиции. Например, когда температура увеличивается, продолжительность загустевания уменьшается, и сопротивление сжатию увеличивается.

Таблица 4 представляет данные о продолжительности начального загустевания и продолжительности перехода для двух различных цементных композиций. Исследования для получения данных, содержащихся в таблице 4, осуществляли, чтобы оценить эффективность затравочных кристаллов C-S-H в цементной композиции низкой плотности. Исследования продолжительности начального загустевания и продолжительности перехода осуществляли, используя процедуру статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°C), давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа) и перемешивании в течение 4 часов. Цементная композиция номер 1 имела плотность 15,8 фунт/галлон (1,9 кг/л) и содержала 4,90 галлон/мешок (0,435 л/кг) деионизированной воды, цемент класса G Dyckerhoff и затравочные кристаллы C-S-H в количестве 0,35% по отношению к массе цемента. Цементная композиция номер 2 имела плотность 12,5 фунт/галлон (1,5 кг/л) и содержала 7,10 галлон/мешок (0,630 л/кг) деионизированной воды, цемент класса G Dyckerhoff; затравочные кристаллы C-S-H в количестве 3% по отношению к массе цемента; и понизитель плотности SPHERELITE®, который поставляет компания Halliburton Energy Services, Inc., в количестве 30% по отношению к массе цемента. Как можно видеть в таблице 4, две цементные композиции имели сопоставимую продолжительность начального загустевания и продолжительность перехода. Данные в таблице 4 показывают, что может потребоваться увеличение концентрации затравочных кристаллов C-S-H при уменьшении плотности цементной композиции.

Исследования для получения данных, представленных в таблице 5, осуществляли, чтобы оценить эффективность затравочных кристаллов C-S-H по сравнению с некоторыми обычно используемыми ускорителями затвердевания (а именно, соль и тиксотропная добавка). Цементные композиции содержали цемент класса G Dyckerhoff; 4,9 галлон/мешок (0,435 л/кг) деионизированной воды для цементных композиций с плотностью 15,8 фунт/галлон; 7,63 галлон/мешок деионизированной воды для цементных композиций с плотностью 12,5 фунт/галлон (1,5 кг/л); переменные концентрации затравочных кристаллов C-S-H и переменные концентрации хлорида кальция (CaCl2) или тиксотропной добавки VersaSet. Таблица 5 представляет продолжительность загустевания, начальную продолжительность затвердевания, время достижения 500 фунт/кв. дюйм (3,5 МПа), а также данные о сопротивлении сжатию через 24 часа и 48 часов для нескольких цементных композиций. Как можно видеть в таблице 5, затравочные кристаллы C-S-H придают сопоставимые или слегка улучшенные свойства данной цементной композиции по сравнению с цементной композицией, содержащей CaCl2 или VersaSet. Затравочные кристаллы C-S-H обеспечивали слегка увеличенную продолжительность загустевания, но более высокое сопротивление сжатию через 24 часа по сравнению с цементной композицией, содержащей CaCl2, даже несмотря на то, что концентрация затравочных кристаллов C-S-H была значительно меньшей, чем концентрация соли. Цементная композиция, содержащая затравочные кристаллы C-S-H, также проявляла повышенное сопротивление сжатию через 24 часа и 48 часов по сравнению с цементной композицией, содержащей VersaSet. Как можно также видеть в таблице 5, затравочные кристаллы C-S-H могут придавать улучшенные свойства цементным композициям, у которых плотность составляет приблизительно 12 фунт/галлон (приблизительно 1,4 кг/л), и плотность составляет приблизительно 16 фунт/галлон (приблизительно 1,9 кг/л).

Это показывает совместимость и полезность затравочных кристаллов C-S-H в цементных композициях, имеющих плотности в широких пределах.

Фиг. 1 представляет график зависимости консистенции (Be) от времени (час:мин:сек) для четырех различных цементных композиций. Исследование консистенции осуществляли при температуре, составлявшей 60°F (15,6°C) для трех цементных композиций и 50°F (10°C) для четвертой цементной композиции, и при давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа). Каждая из цементных композиций имела плотность 15,8 фунт/галлон (1,89 кг/л) и содержала деионизированную воду, цемент класса G, 0,05 галлон/мешок (4,439·10-3 л/кг) пеногасителя D-ALR 3000L™ и различные концентрации затравочных кристаллов C-S-H (% по отношению к массе цемента). Как можно видеть на фиг. 1, продолжительность загустевания уменьшается при увеличении концентрации затравочных кристаллов C-S-H. Кроме того, как можно видеть на фиг. 1 для данной концентрации затравочных кристаллов C-S-H при уменьшении температуры продолжительность загустевания увеличивается.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения целей и преимуществ, которые упомянуты выше, а также тех, которые имеют к ним непосредственное отношение. Описанные выше конкретные варианты осуществления представлены исключительно как иллюстративные, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически осуществлять различными, но эквивалентными способами, которые становятся очевидными для специалистов в данной области техники после ознакомления с описаниями в настоящем документе. Кроме того, не предусмотрены никакие ограничения в отношении деталей конструкции или проекта, которые представлены в настоящем документе, за исключением тех, которые описаны ниже в формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что описанные выше конкретные иллюстративные варианты осуществления можно изменять или модифицировать, и все такие изменения считаются включенными в объем настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны как «содержащие», «имеющие» или «включающие» разнообразные компоненты или стадии, данные композиции и способы также могут «состоять в основном из» или «состоять из» разнообразных компонентов и стадий. Если описан численный интервал, имеющий нижний предел и верхний предел, то это описание определенно распространяется на любое число и любой интервал внутри данного интервал. В частности, каждый интервал значений (имеющий форму «от приблизительно a до приблизительно b», или, что эквивалентно, «приблизительно от a до b», или, что эквивалентно, «от приблизительно a до b»), который описан в настоящем документе, следует понимать как определяющий каждое число и интервал, которые находятся в более широком интервале значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свои простые обычные значения, если другие значения не предусмотрены особо и четко не определены патентообладателем. Более того, неопределенные артикли «a» или «an», которые используются в формуле изобретения, определены в настоящем документе как означающие, один элемент или несколько элементов, которым предшествует данный артикль. Если существует какое-либо противоречие в использовании слова или термина в настоящем описании и одном патенте или нескольких патентах или других документах, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, следует принимать определения, которые находятся в соответствии с настоящим описанием.

1. Способ цементирования в подземном пласте, содержащем газ или нефть, включающий:
введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит:
цемент,
воду и
затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (С-S-H), причем затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетания, и
при этом исследуемая цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H и в таких же пропорциях, как в цементной композиции, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и
выдерживание цементной композиции для затвердевания.

2. Способ по п. 1, в котором цемент содержит, по меньшей мере, один гидравлический цемент, выбранный из группы, которую составляют портландцемент, пуццолановый цемент, гипсовый цемент, цемент с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковый цемент, силикатный цемент и их сочетания.

3. Способ по п. 1, в котором вода выбрана из группы, которую составляют пресная вода, солоноватая вода, соленая вода и любое их сочетание.

4. Способ по п. 1, в котором затравочные кристаллы C-S-H имеют такое распределение частиц по размерам, что, по меньшей мере, 90% затравочных кристаллов C-S-H имеют размер частиц, составляющий от 1 мкм до 0,1 мкм.

5. Способ по п. 1, в котором затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 0,05% до приблизительно 7% по отношению к массе цемента.

6. Способ по п. 1, в котором цементная композиция дополнительно содержит латексную добавку.

7. Способ по п. 6, в котором латексная добавка представляет собой суспензию, содержащую твердые каучуковые частицы в качестве дисперсной фазы и жидкость в качестве непрерывной фазы.

8. Способ по п. 7, в котором каучуковые частицы выбраны из группы, которую составляют цис-1,4-полиизопреновый каучук, стирол-бутадиеновый каучук (SBR), высокостирольный каучук, бутилкаучук, этиленпропиленовые каучуки (ЕРМ и EPDM), неопреновый каучук, нитрильный каучук, кремнийорганический каучук, хлорсульфированный полиэтиленовый каучук, сшитый полиэтиленовый каучук, эпихлоргидриновый каучук, фторуглеродный каучук, фторокремнийорганический каучук, полиуретановый каучук, полиакриловый каучук, полисульфидный каучук, AMPS-стирол-бутадиеновый каучук, модифицированные типы любого из перечисленных выше каучуков, а также их сочетания.

9. Способ по п. 1, в котором цементная композиция имеет продолжительность загустевания, составляющую от приблизительно 4 до приблизительно 15 часов при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа).

10. Способ по п. 1, в котором цементная композиция имеет начальную продолжительность затвердевания, составляющую менее чем 24 часа при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа).

11. Способ по п. 1, в котором цементная композиция имеет продолжительность затвердевания, составляющую менее чем 48 часов при температуре 60°F (15,6°С).

12. Способ по п. 1, в котором цементная композиция имеет сопротивление сжатию, составляющее от приблизительно 1000 до приблизительно 5000 фунт/кв. дюйм (от приблизительно 6,9 до приблизительно 34,5 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа).

13. Способ по п. 1, в котором цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 1 час при использовании процедуры статического напряжения сдвига SGSA при температуре 155°F (68,3°С) и давлении 4500 фунт/кв. дюйм (31 МПа).

14. Способ по п. 1, в котором цементная композиция имеет продолжительность перехода, составляющую менее чем 50 минут при использовании процедуры статического напряжения сдвига Mini MACS при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 5000 фунт/кв. дюйм (34,5 МПа).

15. Способ по п. 1, в котором цементная композиция дополнительно содержит, по меньшей мере, одну добавку.

16. Способ по п. 15, в котором, по меньшей мере, одна добавка выбрана из группы, которую составляют наполнитель, препятствующая потере текучей среды добавка, замедлитель затвердевания, понизитель трения, препятствующая снижению прочности добавка, понизитель плотности, пеногаситель, утяжелитель, улучшающая механические свойства добавка, пластозакупоривающий материал, понизитель фильтрации, тиксотропная добавка и их сочетания.

17. Способ по п. 1, в котором подземный пласт имеет температуру на забое скважины, составляющую от приблизительно 60°F до приблизительно 120°F (от приблизительно 15,6°С до приблизительно 48,9°С).

18. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию определения максимальной объемной доли твердой фазы перед стадией введения.

19. Способ цементирования в подземном пласте, содержащем газ или нефть, включающий:
введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит:
цемент,
воду и
затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (С-S-H), причем затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетания, и при этом затравочные кристаллы C-S-H присутствуют, по меньшей мере, в достаточной концентрации, таким образом, что цементная композиция развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа), в то время как практически идентичная цементная композиция без затравочных кристаллов C-S-H развивает сопротивление сжатию, составляющее менее чем 1200 фунт/кв. дюйм (8,3 МПа) при исследовании в течение 24 часов при температуре 60°F (15,6°С) и давлении 3000 фунт/кв. дюйм (20,7 МПа); и
выдерживание цементной композиции для затвердевания.

20. Способ цементирования в подземном пласте, содержащем газ или нефть, включающий:
введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит:
цемент,
воду и
затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (С-S-H), причем затравочные кристаллы C-S-H представляют собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетания, и затравочные кристаллы C-S-H присутствуют в концентрации, составляющей от приблизительно 1% до приблизительно 5% по отношению к массе цемента; и
выдерживание цементной композиции для затвердевания.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к способу ингибирования образования отложений в водной системе, например отложений, содержащих барий, и может быть использовано при добыче нефти и для обработки воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин. Технический результат заключается в придании материалу технологически необходимых в условиях катастрофических поглощений, при наличии в пласте пор и трещин раскрытостью до 1 мм, кольматирующих свойств, прочности и силы сцепления с породой (адгезии), при одновременном придании свойства разрушения при кислотном воздействии в течение часа не менее 80% сформированного цементного камня и полного его разрушения в течение 2-3 ч.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водоносных или обводненных пластов. Технический результат изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и снижении отбора воды из добывающих нефтяных скважин.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. Технический результат - улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента до 190°C.

Изобретение относится к растворимому в воде простому эфиру целлюлозы, который содержит: (i) один или несколько заместителей, выбранных из группы, которую составляют метил, гидроксиэтил и гидроксипропил, (ii) один или несколько неионных гидрофобных заместителей с ациклическими или циклическими, насыщенными или ненасыщенными, разветвленными или линейными углеводородными группами, содержащими по меньшей мере 8 атомов углерода, и (iii) один или несколько катионных, третичных аминных или анионных заместителей, причем среднее число моль одного или нескольких гидрофобных заместителей на 1 моль ангидроглюкозных звеньев составляет от 0,007 до 0,025, при этом среднемассовая молекулярная масса простого эфира целлюлозы составляет по меньшей мере 750000, и при этом простой эфир целлюлозы имеет остаточную динамическую вязкость %η80/25, составляющую по меньшей мере 30%, где %η80/25=[динамическая вязкость раствора при 80°C/динамическая вязкость раствора при 25°C]×100, причем, динамическая вязкость раствора при 25°C и 80°C измерена в 1% водном растворе.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений содержит активную часть, присадку и растворитель. В качестве активной части используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания, неионогенное поверхностно-активное вещество и низкомолекулярную кислоту (С1-С4), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) - 10-60, присадка - 1-15, растворитель - остальное, при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%: четвертичное аммониевое основание - 55-100, неионогенное поверхностно-активное вещество - 0-35, низкомолекулярная кислота (С1-С4) - 0-10. Результатом является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами. Способ включает стадии получения обратной эмульсии, содержащей, в масляной фазе, водный раствор или дисперсию (W1), содержащую указанный ускоритель полимеризации. Причем масляная фаза является (или, по крайней мере, включает) термоотверждаемой смесью изоцианата и гидроксилированного полиалкилдиена или многоатомного спирта. Далее выливают указанную обратную эмульсию в водную фазу (W2) для получения многофазной эмульсии вода/масло/вода, содержащей капли ускорителей в качестве внутренней водной фазы. Затем нагревают указанную многофазную эмульсию при температуре от 50 до 95°C для отверждения упомянутой выше термоотверждаемой смеси в полиуретане и получения капель ускорителя, заключенного в оболочки из полиуретана, диспергированных в воде. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации подземных сред, или укрепления почв, или герметизации подземных структур. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 табл., 4 пр.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения. В способе получения реагента крахмалосодержащего модифицированного для бурения, предусматривающем обработку крахмалосодержащего сырья, реагент получают в результате одно- или многократной экструзионной обработки крахмалосодержащего компонента с/без дополнительного компонента при 100-200°C (наиболее предпочтительная температура 110-150°C), частоте вращения шнеков 50-100 об/мин, диаметре фильеры - 1-6 мм с последующим дроблением и просеиванием или реагент получают в результате смешивания экструдатов, выработанных при различных указанных выше технологических режимах экструзии, друг с другом или с нативным крахмалом, и/или с добавлением 1-5 мас. % декстрина или смеси декстринов, выбранных из группы: амилодекстрин и/или эритродекстрин, и/или ахроодекстрин, и/или мальтодекстрин. Реагент крахмалосодержащий модифицированный для бурения, содержащий крахмалосодержащий компонент, получен указанным выше способом и представляет собой однородный порошкообразный материал с размером частиц до 0,67 мм, влажностью 10-12%, полностью растворимый в пресной воде при 20°C, динамической вязкостью 5%-го водного раствора реагента не менее 10 Па·с (600 об/мин OFITE) и концентрацией ионов водорода в данном растворе не менее 6 pH-ед., обеспечивающий фильтрацию модельного соленасыщенного глинистого раствора (0,1 МПа) с концентрацией реагента 5-15 кг/м3 не более 5-8 см3/30 мин и условную вязкость этого раствора с концентрацией реагента 15 кг/м3 не более 50 с. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 5 пр.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений. Описан способ определения концентрации сополимера, ингибирующего отложения, для ингибирования образования отложений, включающий введение эффективного количества сополимера, ингибирующего отложения, в среду, измерение сигнала флуоресценции, соответствующего имидазольному фрагменту, и определение концентрации сополимера, ингибирующего отложения, на основании сигнала флуоресценции. Имидазолсодержащие сополимеры обеспечивают свойства ингибировать отложения и наряду с прочим позволяют осуществлять мониторинг уровней ингибитора отложений во время добычи нефти или применять в горном деле. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования. Способ включает следующие стадии: i) подача потока, содержащего смесь воды и кинетического ингибитора гидратообразования, во флэш-сепаратор (2) из линии подачи; ii) выпаривание воды во флэш-сепараторе (2) с помощью тепла, поданного во внешний циркуляционный контур (3, 5, 7) с внешним теплообменником (6), или с помощью тепла, поданного с помощью внутреннего теплообменника (6), или с помощью нагревательных спиралей, расположенных внутри флэш-сепаратора (2), и сброс испарившейся воды из флэш-сепаратора (2) в виде пара (8); iii) концентрирование кинетического ингибитора гидратообразования во флэш-сепараторе (2) и в циркуляционном контуре (3, 5, 7), в результате чего кинетический ингибитор гидратообразования может использоваться повторно. Также изобретение относится к системе и применению способа и системы для предотвращения гидратообразования во время транспортировки углеводородов в присутствии воды. Использование предлагаемого изобретения позволяет повторно использовать кинетический ингибитор гидратообразования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта. Разделяют ствол скважины минимум на три интервала и определяют среднее значение температуры в каждом интервале. При полученных средних значениях температуры определяют статическое напряжение сдвига тампонажного раствора. Рассчитывают величину снижения забойного давления, обусловленную зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины по аналитическому выражению. Перед спуском эксплуатационной колонны заполняют ствол скважины в интервале продуктивного пласта жидкостью нижнего гидрозатвора, в качестве которой используют заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Перед заданным составом и после него закачивают разделительную жидкость на основе ксантанового биополимера. Спуск эксплуатационной колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта. В качестве промывочной жидкости используют буровой раствор, который закачивают в турбулентном режиме. В качестве жидкости верхнего гидрозатвора используют другой заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Помещают его над тампонажным раствором до устья скважины. Продавку тампонажного раствора осуществляют в турбулентном режиме до достижения максимально допустимого давления на продуктивный пласт, затем - в субламинарном режиме. Противодавление в период ожидания затвердевания цемента создают с момента равенства забойного давления пластовому до момента начала схватывания тампонажного раствора на забое скважины, повышая устьевое давление в соответствии с аналитическим выражением. Затем противодавление удерживают до конца ожидания затвердевания цемента. Забойное давление определяют как разницу между статическим давлением столба жидкостей, находящихся в кольцевом пространстве на момент окончания продавки, и величиной снижения забойного давления, обусловленной зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины. 1 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, за счет чего - увеличению охвата пластов заводнением и нефтеотдачи. 2 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации, позволяющей ему изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетальной скважины в пласте, но не изменять это натяжение за пределами этой области, и извлечении нефти. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте состоит в нагнетании воды внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения, указанное нагнетание воды выполняют через нагнетальную скважину в указанном пласте, а нагнетание ПАВ - через каполлярную трубку от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины, нагнетании внутрь указанного пласта выборки из: биоцида, биостата, их комбинаций, и извлечении нефти из пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах. Технический результат - повышение эффективности состава за счет добавок ПАВ, что приводит к улучшению смачиваемости разрушаемой глинистой корки, содержащей соединения бария, и переводу ее в подвижное состояние за счет снижения межфазного натяжения и расклинивающего эффекта, что вызывает снижение адгезии бурового раствора с породой коллектора, его диспергацию и перевод в подвижное состояние и способствует последующему извлечению из призабойной зоны и ее очистке. Результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий трилон-Б, гидроксид щелочного металла и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ и получен приготовлением товарной формы - концентрата, включающим растворение 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла в 46 масс. % воды, добавление при перемешивании 23,0 масс. % трилона-Б, нагрев до 60°C, добавление при перемешивании оставшейся части трилона-Б и затем последовательное добавление оставшейся части гидроксида щелочного металла и 3 масс. % ПАВ с последующим разбавлением полученного концентрата водой в соотношении 1:0,6-111 при следующем соотношении компонентов концентрата, масс. %: трилон-Б 45,0, гидроксид щелочного металла 6,0, ПАВ 3,0, вода - остальное. 5 табл.
Наверх