Пеногасящая композиция и способ цементирования в подземной формации



Пеногасящая композиция и способ цементирования в подземной формации
Пеногасящая композиция и способ цементирования в подземной формации
Пеногасящая композиция и способ цементирования в подземной формации
Пеногасящая композиция и способ цементирования в подземной формации
Пеногасящая композиция и способ цементирования в подземной формации

 


Владельцы патента RU 2594033:

КЕМИРА ОЙЙ (FI)

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение пенообразования. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 8 пр., 8 табл.

 

Перекрестная ссылка на родственную заявку

Эта заявка претендует на приоритет в соответствии с заявкой US 13/036,397, поданной 28 февраля 2011 г.

Область техники, к которой относится изобретение

Данная заявка, в целом, относится к пеногасящим композициям и способам предотвращения пенообразования, или разрушения пены, или захвата газа в жидкостях для обработки нефтяных и газовых скважин.

Уровень техники

При бурении и заканчивании нефтяной или газовой скважины в ствол скважины вводят цементирующую композицию для цементирования ветви трубопровода или обсадной колонны. В этом процессе, известном как «первичное цементирование», цементирующую композицию закачивают в кольцевое пространство между стенками ствола скважины и обсадной трубой. Цементирующая композиция схватывается в этом кольцевом пространстве, поддерживая и позиционируя обсадную трубу и образуя по существу непроницаемый барьер или цементную оболочку, которая изолирует ствол скважины от подземных зон. Цементирующие композиции также используют для ремонтных операций, таких как уплотняющее цементирование.

Системы портландцемента для цементирования скважин обычно предназначены для работы от температуры ниже точки замерзания в зонах вечной мерзлоты до примерно 350°C для термического метода извлечения и для геотермических скважин. Цементы для цементирования скважин также предназначены для работы при давлениях от окружающего давления в неглубоких скважинах до более 30000 фунтов на квадратный дюйм (psi) в глубоких скважинах. Кроме того, они также должны удовлетворять другим областям применения и условиям работы. Для модификации поведения и свойств цементных систем часто используют химические добавки, что позволяет успешно заливать цементный раствор, обеспечивает должное отверждение и адекватную изоляцию зон в течение времени эксплуатации скважины.

Многие добавки к цементу, такие как ингибиторы схватывания, диспергенты, добавки для контроля потери жидкости и миграции газов, могут вызывать пенообразование в процессе смешивания цементного раствора. Чрезмерное пенообразование в цементном растворе может вызвать ряд нежелательных последствий, таких как потеря гидравлического давления в процессе закачивания из-за кавитации в перемешивающейся системе. Кроме того, захват воздуха может быть причиной нежелательной плотности цементного раствора в скважине. При перемешивании цементного раствора используют денситометр для содействия операторам при выборе пропорций ингредиентов в смеси. Плотность системы «цемент + вода + воздух» измеряют денситометром, если воздух находится на поверхности цементного раствора. Поскольку воздух в скважине сжимается, истинная плотность цементного раствора становится выше, чем измеренная поверхностная плотность. Обычно к примешиваемой воде либо в сухом виде к цементу добавляют пеногасящие агенты или пеногасители для предотвращения описанных проблем. Их также можно использовать для разрушения пены в жидкостях. При таком применении пеногаситель может использоваться для разрушения избытка пены в жидкости, которая возвращается к поверхности после обработки скважины, что облегчает процесс удаления. В целом, эффективные пеногасящие агенты или пеногасители имеют следующие характеристики: a) являются нерастворимыми в пенообразующей системе и b) имеют более низкое поверхностное натяжение, чем пенообразующая система. Пеногасящий агент функционирует, в основном, путем распределения на поверхности пены или входя в ламеллу пены. Поскольку пленка, образующаяся в результате распределения пеногасящего агента на поверхности пенной жидкости, не поддерживает пену, пенообразование снижается.

Существует два основных класса пеногасящих агентов, обычно используемых в цементных растворах: алкоксилированные спирты и силиконы. Силиконовые пеногасящие агенты, хотя и являются эффективными, не являются легко биоразлагаемыми и относительно дороги по сравнению с другими химическими агентами. Что касается алкоксилированных спиртов, они, как правило, не являются достаточно эффективными.

Соответственно, имеется насущная потребность в высокоэффективных несиликоновых пеногасящих композициях и способах, которые являются более экологически приемлемыми и имеют пеногасящие свойства, эквивалентные или более хорошие, чем свойства пеногасящих агентов на основе силикона, для снижения количества захваченного воздуха в цементных растворах для достижения желаемой плотности.

Раскрытие изобретения

В данной заявке раскрыты пеногасящие композиции, цементные композиции, содержащие такие пеногасящие композиции, и способы снижения захвата воздуха в цементных композициях. В одном из вариантов осуществления изобретения способ снижения захвата воздуха в цементной композиции включает добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера, и снижение захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей указанную пеногасящую композицию.

Изобретение также относится к цементной композиции, содержащей гидравлический цемент, воду и пеногасящую композицию, содержащую эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера.

Способ цементирования подземной формации включает введение в подземную формацию цементной композиции, содержащей гидравлический цемент, воду и пеногасящую композицию, содержащую эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера, и схватывание цемента.

Раскрытие изобретение будет более понятным на основе следующего подробного описания различных признаков изобретения и примеров его осуществления.

Осуществление изобретения

Предложены пеногасящие композиции и способы снижения количества газов, присутствующих в жидкости, такой как цементная композиция. Пеногасящая композиция, как правило, содержит эфир органической кислоты и этиленоксид-пропиленоксидного блоксополимера (т.е. полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера или, сокращенно, EO/PO блоксополимера), который имеет низкое кислотное число и, возможно, может сочетаться с гидрофобными твердыми веществами. Эта пеногасящая композиция обеспечивает эффективный контроль пены путем снижения захвата воздуха, по сравнению с другими обычными пеногасителями является относительно биоразлагаемой и менее токсичной.

Блоксополимер этиленоксида и пропиленоксида не ограничен какой-либо конкретной структурой, в продаже имеется несколько типов таких блоксополимеров. Подходящие полиоксиэтилен-полиоксипропиленовые сополимеры имеют концевые гидроксильные группы и обычно имеют среднюю молекулярную массу от 1000 до 5000 дальтон, в других вариантах осуществления изобретения - от 2000 до 4000 дальтон или от 2000 до 2750 дальтон, и предпочтительно имеют точку плавления ниже 20°С. Например, полоксамеры представляют собой неионные триблочные сополимеры, состоящие из основной гидрофобной цепи пропиленоксида, от которой ответвляются две гидрофильные цепи полиэтиленоксида. Схематичная структура сополимера полоксамера представлена ниже:

Блоксополимеры этиленоксида и пропиленоксида также известны под торговыми наименованиями Pluronic® от компании BASF и Mulsifan от компании Zschimmer & Schwarz GmbH & Со. Поскольку длины полимерных блоков можно варьировать, существует много различных EO/PO блоксополимеров, имеющих немного отличающиеся свойства.

Эфир органической кислоты и этиленоксид-пропиленоксидного блоксополимера - это продукт реакции блоксополимера и органической кислоты, содержащей одну, две или три карбоксильные группы.

Эфир органической кислоты и этиленоксида-пропиленоксида имеет следующую общую структуру:

где R представляет собой линейную или разветвленную, насыщенную или ненасыщенную алкильную или карбоксиалкильную группу, или арильную или карбоксиарильную группу, содержащую от 3 до 40 атомов углерода, а равно от 2 до 8 и b равно от 16 до 67. Как указано выше, композиция имеет низкое кислотное число. В одном из вариантов осуществления изобретения кислотное число составляет менее 15, в других вариантах кислотное число составляет менее 5. Термин «кислотное число», используемое в данном описании, означает количество миллиграммов гидроксида калия, которое необходимо для нейтрализации карбоксильных групп в одном грамме полимера. Таким образом, в случае эфиров двух- и многоосновных кислот свободные карбоксильные группы, если присутствуют, могут быть дополнительно этерифицированы для предотвращения нежелательных эффектов на другие свойства жидкости. Блочная структура сополимера не ограничена конкретными структурами, она может быть упорядоченной (EO-PO-EO или PO-EO-PO) или статистической. Например, в некоторых вариантах полиоксиэтилен-полиоксипропиленовая часть имеет полиоксипропиленовую основную цепь с концевыми фрагментами полиоксиэтилена, в других вариантах - полиоксиэтилен-полиоксипропиленовые эфиры имеют полиоксиэтиленовую основную цепь с концевыми фрагментами полиоксипропилена. Далее, в некоторых вариантах осуществления изобретения алкильная группа R основной цепи может содержать гидроксилсодержащие заместители, такие как заместители, которые могут существовать при использовании производных касторового масла в качестве двух- или многоосновной кислоты.

Эфиры органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропилена могут быть получены обычными способами, такими как реакция конденсации требуемого спирта (например, полиэтиленгликоль-полипропиленгликолевого (EO/PO) блоксополимера) с одно-, двух- или многоосновной кислотой в присутствии подходящего катализатора при повышенной температуре. Альтернативно, эфиры органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропилена могут быть получены переэтерификацией ЕО/РО блоксополимера с триглицеридом требуемой одно-, двух- или многоосновной кислоты в присутствии основания в качестве катализатора, такого как гидроксид калия или другие подходящие щелочи.

Примеры органических кислот включают, без ограничения этим, олеиновую кислоту, стеариновую кислоту, субериновую кислоту, азелаиновую кислоту, себациновую кислоту, фталевую кислоту, изофталевую кислоту, терефталевую кислоту и их смеси.

Возможные гидрофобные твердые вещества, такие как гидрофобный кремнезем, можно использовать для улучшения пеногасящей способности эфиров. Гидрофобный кремнезем может представлять собой гидрофобизированный микрокремнезем, или осажденный кремнезем, или их смесь. Другие подходящие гидрофобные твердые вещества включают, но не ограничены этим, тальк, глины, алюмосиликаты, слюду, глинозем и тому подобное.

Пеногасящую композицию, содержащую эфир органической кислоты и этиленоксид-пропиленоксидного блоксополимера, как описано выше, можно добавлять в цементные композиции в количестве от 0,01 до 1 мас.% от массы сухого цемента. При использовании комбинации гидрофобного кремнезема массовое соотношение гидрофобного кремнезема и эфира органической кислоты и этиленоксид-пропиленоксидного блоксополимера обычно составляет от 0,1 до 10 массовых процентов. Можно использовать более высокие количества, хотя при этом могут возникнуть проблемы с обработкой и манипуляциями с таким продуктом. В других вариантах осуществления изобретения массовое соотношение гидрофобного кремнезема и эфира органической кислоты и этиленоксид-пропиленоксидного блоксополимера составляет от 3 до 10 мас.%.

Пеногасящие композиции можно добавлять к цементной композиции до, во время или после смешивания различных компонентов цементной композиции. Пеногасящие композиции можно добавлять в форме жидкости, эмульсии или в сухом виде, в зависимости от того, как требуется в соответствии с желаемой формой применения. В одном из вариантов пеногасящую композицию можно объединить с цементным материалом и жидкостью, такой как вода, с образованием цементной композиции до или во время смешивания этих компонентов. Такое смешивание может осуществляться в напорной части насоса, который закачивает цементную композицию вниз по кольцевому пространству ствола скважины (т.е. в область между стенками ствола скважины и обсадной трубой), где ее оставляют схватываться с получением твердого цемента. Пеногасящие композиции служат для предотвращения или снижения образования пены в процессе приготовления или закачивания цементной композиции или для разрушения пены в жидкости для обработки скважины, которая возвращается на поверхность. В другом из вариантов пеногасящую композицию можно добавлять к уже приготовленной цементной композиции перед ее закачиванием в подземную формацию, где ее оставляют схватываться с получением твердого цемента. В этом случае пеногасящая композиция может служить для предотвращения или снижения образования пены в цементной композиции в процессе ее закачивания. В каждом из этих вариантов способность пеногасящей композиции снижать уровень захваченного цементной композицией газа может привести в образованию относительно более крепкого цемента, чем тот, который должным образом поддерживает трубопровод в стволе скважины. Пеногасящую композицию можно также вводить в цементную композицию для облегчения контроля плотности отвержденного цемента. В еще одном варианте пеногасящие композиции можно объединить с уже вспененной жидкостью для обработки ствола скважины, такой как вспененный цемент или буровой раствор для разрушения или уменьшения количества содержащейся в ней пены. Благодаря удалению пены жидкость для обработки ствола скважины можно легко удалить после ее использования.

Как указано выше, цементные композиции могут содержать пеногасящие композиции, раскрытые в данном описании, цементный материал и достаточное количество жидкости для обеспечения возможности перекачивания насосом. Можно использовать любые виды цемента, подходящие для цементирования в подземной формации. Цементный материал может включать, например, гидравлические цементы, которые схватываются и отверждаются при реакции с водой. Примеры подходящих гидравлических цементов включают, но не ограничены этим, портландцементы классов А, В, С, G и Н согласно классификации Американского Института Нефти (API) для материалов и испытаний, скважинные цементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, фосфатные цементы, цементы с высоким содержанием глинозема, шлаковые цементы, цементную пыль, кремнеземные цементы, высокощелочные цементы и комбинации, содержащие по меньшей мере один из перечисленных цементов. Примеры подходящих жидкостей для применения в цементной композиции включают, но не ограничены этим, свежую воду, пластовую воду, ненасыщенный водный солевой раствор, насыщенный водный солевой раствор, такой как насыщенный минеральный буровой раствор или морская вода, и комбинации, содержащие по меньшей мере одну из перечисленных жидкостей.

Если специалист сочтет целесообразным, к цементной композиции можно добавлять дополнительные добавки для улучшения или изменения свойств цемента. Примеры таких добавок включают, но не ограничены этим, ингибиторы схватывания, добавки для контроля потери жидкости, диспергенты, ускорители схватывания и агенты для обработки пласта. Другие добавки, такие как бентонит и микрокремнезем, можно вводить в цементную композицию для предотвращения осаждения частиц цемента. Также в цементную композицию можно вводить соль, такую как хлорид натрия или хлорид калия.

Описанные пеногасящие композиции можно включать в различные текучие конечные материалы для снижения количества захваченного газа, присутствующего в этих материалах. Кроме цементных композиций, другие примеры таких конечных материалов включают, но не ограничены этим, различные жидкости для обработки ствола скважины, такие как буровые растворы. Различные компоненты таких композиций очевидны для специалистов в данной области.

Следующие примеры приведены только для иллюстративных целей и не предназначены для ограничения объема изобретения.

Пример 1

В этом примере прочность на сжатие измеряли в цементных композициях, содержащих и не содержащих пеногаситель. Пеногаситель представлял собой продукт диэтерификации олеиновой кислоты первичным полиоксиэтилен-полиоксипропиленовым блоксополимером с концевыми гидроксильными группами (обычно обозначаемым EO/PO DO) со средней молекулярной массой примерно 2000 дальтон. Данные прочности на сжатие до 24 часов для цементов классов А и G согласно API с плотностью 1500 и 1900 кг/м3, соответственно, представлены в таблице 1. Испытание на прочность на сжатие проводили на ультразвуковом анализаторе цемента CTE модели 2000-5 согласно API RP 10B-2 (рекомендованный метод для испытаний скважинных цементов), работающим при давлении 4000 psi (примерно 27,58 МПа). Результаты показали, что цементы, содержащие пеногаситель, отвечают необходимым требованиям в отношении прочности на сжатие, и что пеногасящие композиции можно использовать для создания жизнеспособных и полезных цементных смесей, не имеющих эффекта замедления гидратации.

Таблица 1
Данные прочности на сжатие
Смесь Плотность (кг/м3) BHST (°C) Добавки (мас.%) Прочность на сжатие (МПа)
4 часа 8 часов 16 часов 24 часа
Цемент G 1900 50 0 3,69 9,22 14,49 16,66
Цемент G 1900 50 0,1% EO/PO DO 3,94 9,08 13,98 16,05
Цемент А 1500 50 0 1,62 3,15 4,62 5,35
Цемент А 1500 50 0,1% EO/PO DO 1,56 3,05 4,54 5,30
BHST: статическая температура на забое скважины
Цемент G = цемент класса G согласно API
Цемент А = цемент класса А согласно API

Пример 2

В этом примере изучали влияние пеногасящей композиции на реологию цементных смесей класса G согласно API, имеющих плотность 1900 кг/м3, с использованием вискозиметра Fann 35A при температуре 25 и 50°С. Пеногаситель представлял собой продукт диэтерификации олеиновой кислоты первичным полиоксиэтилен-полиоксипропиленовым блоксополимером с концевыми гидроксильными группами (ЕО/РО DO) со средней молекулярной массой примерно 2565 дальтон. Смесь получали путем смешивания сухого цемента и водопроводной воды в смесителе Waring согласно API RP 10B-2 и оставляли на 20 минут для созревания с использованием атмосферного консистометра Chandler Engineering модели 1200 при указанных температурах.

Данные реологии представлены в таблице 2. Было обнаружено, что пеногасящая композиция не оказывала влияния на реологическое поведение цементных смесей.

Таблица 2
Влияние пеногасящей композиции на цементные смеси класса G согласно API с плотностью 1900 кг/м3
Пеногаситель 0,2 мас.% Температура (°С) Скорость сдвига (об/мин)
600 300 200 100 6 3
отсутствует 25 109 77 60 49 21 12
ЕО/РО DO 25 107 77 63 49 22 13
отсутствует 50 106 83 72 60 22 13
ЕО/РО DO 50 106 83 71 61 22 14

Пример 3

В этом примере изучали пеногасящие характеристики различных диэтерифицированных полиоксиэтилен-полиоксипропиленовых блоксополимеров в цементных смесях класса G согласно API, содержащих 15 мас.% стирол-бутадиенового латекса от массы сухого цемента. Диэфиры были получены с использованием олеиновой кислоты (обозначенной DO) или стеариновой кислоты (обозначены ЕО/РО DS). Стирол-бутадиеновый латекс обычно используется в качестве компонента цементных смесей, и известно, что он вызывает пенообразование при смешивании цемента. Плотность измеряли немедленно после приготовления цементных смесей (с использованием метода API RP I0B-2) с использованием градуированного цилиндра и навески 100 мл смеси. Данные представлены в таблице 3. Было обнаружено, что все испытанные пеногасящие композиции в концентрации 0,2 мас.% от массы сухого цемента являются эффективными для снижения захвата воздуха.

Таблица 3
Влияние пеногасителя на характеристики цементных смесей класса G согласно API, содержащих раствор латекса, с проектируемой плотностью 1850 кг/м3
Смесь Пеногасящая композиция* Средняя молекулярная масса Измеренная плотность (кг/м3)
1 отсутствует - 1261±20
2 EO/РО DO 1665 1684±20
3 EO/РО DO 2565 1721±20
4 EO/РО DO 3315 1747±20
5 ЕО/РО DO 4365 1594±20
6 ЕО/РО DS 4369 1625±20
7 ЕО/РО DO 4965 1543±20
* пеногасящие композиции добавляли в количестве 0,2 мас.% от массы сухого цемента

Пример 4

В этом примере изучали влияние различных количеств ЕО/РО со средней молекулярной массой 2000 дальтон, которые были этерифицированы олеиновой кислотой (обозначено аббревиатурой ЕО/РО DO), на пеногашение цементных смесей со стирол-бутадиеновым латексом. Пеногаситель добавляли в смесь в количестве от 0,10 до 0,30 мас.% от массы сухого цемента. Плотности измеряли немедленно после приготовления смеси (согласно методу API RP 10B-2) с использованием градуированного цилиндра и навески 100 мл смеси. Как показано в таблице 4, пеногаситель показывает наилучшее влияние на образцы цементных композиций для цементов классов G и А согласно API.

Таблица 4
Влияние добавления пеногасителя на образцы цементных композиций для цементов классов G и А согласно API, смешанных с раствором латекса, для проектируемой плотности 1850 кг/м3
Класс цемента ЕО/РО DO (мас.% от массы сухого цемента) Измеренная плотность (кг/м)
G отсутствует 1261±20
G 0,10 1635±20
G 0,20 1743±20
G 0,30 1779±20
A отсутствует 1560±20
A 0,10 1712±20
A 0,20 1793±20
A 0,30 1827±20

Пример 5

Многие добавки к цементам, включая ПАВ, такие как диспергенты, могут вызывать пенообразование смесей в процессе смешивания. В этом примере изучали влияние различных диэфиров олеиновой кислоты с ЕО/РО (ЕО/РО DO) в высоко вспененной композиции, содержащей лигносульфонат натрия (4 мас.% от массы сухого цемента) и хлорид натрия (20% от массы воды), и цемент класса G согласно API, с проектируемой плотностью 1850 кг/м3. Как показано в таблице 5, при отсутствии пеногасителя захват воздуха приводит к тому, что плотность смеси (1140 кг/м3) становится существенно меньше, чем проектируемая плотность 1850 кг/м3. В отличие от этого, все пеногасящие композиции (добавленные в количестве 0,2 мас.% от массы сухого цемента) были эффективны для уменьшения количества пены в этих системах.

Таблица 5
Влияние пеногасящей композиции на смеси цемента класса G согласно API с проектируемой плотностью 1850 кг/м3, содержащие диспергент и солевой раствор
Смесь Пеногасящая композиция Средняя молекулярная масса Измеренная плотность (кг/м3)
1 отсутствует - 1140±20
2 ЕО/РО DO 1665 1659±20
3 ЕО/РО DO 2565 1697±20
4 ЕО/РО DO 3315 1715±20
5 ЕО/РО DO 4365 1661±20
6 ЕО/РО DO 4965 1716±20

Пример 6

В этом примере изучали влияние добавления от 0,1 до 0,2% ЕО/РО DO, диэфира олеиновой кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера, имеющего среднюю молекулярную массу 3315, от массы сухого цемента, на свойства цементной композиции, содержащей 4 мас.% лигносульфоната натрия от массы сухого цемента в качестве диспергента. Плотность смеси измеряли немедленно после смешивания сухого цемента с водой и диспергентом. Как показано ниже в таблице 6 на основании сходства измеренной плотности и проектируемой плотности, пеногаситель ЕО/РО DO был эффективным пеногасящим агентом.

Таблица 6
Влияние добавления пеногасителя на свойства цементной смеси класса G согласно API, содержащей лигносульфонат натрия в качестве диспергента, для проектируемой плотности 1850 кг/м3
Смесь ЕО/РО (мас.% от массы сухого цемента) Измеренная плотность (кг/м3)
1 отсутствует 1578±20
2 0,10 1830±20
3 0,15 1836±20
4 0,20 1846±20

Пример 7

В этом примере изучали влияние эфира ЕО/РО DO (диолеинового эфира полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера со средней молекулярной массой 3315 дальтон) на пеногашение цементов класса G согласно API, смешанных с 4 мас.% диспергента от массы сухого цемента: полинафталинсульфоната натрия (А) или лигносульфоната натрия (В); и 20% раствором хлорида натрия в воде. Как показано в таблице 7, эфир EO/PO DO является эффективным пеногасителем.

Таблица 7
Влияние добавления эфира на свойства цементов класса G согласно API, смешанных с диспергентом (4 мас.% от массы сухого цемента) и солью (20 мас.% от массы воды) для проектируемой плотности 1850 кг/м3.
Диспергент ЕО/РО DO (мас.% от массы сухого цемента) Измеренная плотность (кг/м3)
А отсутствует 1514±20
А 0,10 1707±20
А 0,15 1677±20
А 0,20 1684±20
B отсутствует 1140±20
B 0,10 1723±20
B 0,15 1698±20
B 0,20 1715±20
А = полинафталинсульфонат натрия
В = лигносульфонат натрия

Пример 8

В этом примере анализировали влияние содержания кремнезема в пеногасящей композиции на свойства смесей цемента класса G и латекса для проектируемой плотности 1850 кг/м3. ЕО/РО DO обозначает диолеиновый эфир полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера со средней молекулярной массой примерно 2565 дальтон. Результаты представлены в таблице 8.

Таблица 8
Класс цемента согласно API ЕО/РО DO (%) Осажденный кремнезем (мас.% в пеногасящей композиции) Измеренная плотность (кг/м3)
G 0 отсутствует 1261±20
G 0,2 отсутствует 1764±20
G 0,2 2,0 1784±20
G 0,2 6,0 1737±20
G 0,2 10,0 1742±20

Как показано в таблице 8, эффективное пеногашение обеспечивалось как без включения, так и с включением гидрофобного кремнезема в пеногасящую композицию, о чем свидетельствует повышенная плотность.

В этом письменном раскрытии для описания изобретения использованы примеры, включая лучший вариант осуществления, а также для обеспечения возможности специалисту осуществить и использовать данное изобретение. Патентуемый объем изобретения определен в формуле изобретения и может включать другие примеры, которые очевидны для специалиста. Такие другие примеры будут входить в объем, определенный в формуле изобретения, если эти примеры будут содержать структурные элементы, которые не отличаются от буквальных формулировок формулы изобретения, или если эти примеры будут содержать эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от буквальных формулировок формулы изобретения.

1. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий:
(a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера;
(b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и
(c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента;
где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

2. Способ по п. 1, в котором эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет общую структуру:
,
где R представляет собой линейную или разветвленную, насыщенную или ненасыщенную алкильную или карбоксиалкильную группу, или арильную или карбоксиарильную группу, содержащую от 3 до 40 атомов углерода, а равно от 2 до 8 молей и b равно от 16 до 67 молей.

3. Способ по п. 1, в котором эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет среднюю молекулярную массу от 1000 до 5000 дальтон.

4. Способ по п. 1, в котором эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет кислотное число менее 15.

5. Способ по п. 1, в котором пеногасящую композицию добавляют к цементной композиции в количестве от 0,01 до 1 мас.% от массы цемента.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий добавление гидрофобных твердых веществ, выбранных из группы, состоящей из гидрофобного кремнезема, талька, глин, алюмосиликатов, слюды и глинозема.

7. Способ по п. 6, в котором массовое соотношение гидрофобного кремнезема и эфира органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера составляет от 0,1 до 10 мас.%.

8. Способ по п. 6, в котором гидрофобные твердые вещества включают гидрофобный кремнезем, который представляет собой гидрофобизированный микрокремнезем, или осажденный кремнезем, или их смесь.

9. Способ по п. 1, в котором полиоксиэтилен-полиоксипропиленовый блоксополимер имеет неупорядоченную структуру.

10. Способ по п. 1, в котором полиоксиэтилен-полиоксипропиленовый блоксополимер имеет упорядоченную структуру, имеющую полиоксипропиленовую основную цепь с концевыми фрагментами полиоксиэтилена или полиоксиэтиленовую основную цепь с концевыми фрагментами полиоксипропилена.

11. Цементная композиция, содержащая:
гидравлический цемент;
воду и
пеногасящую композицию, содержащую эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

12. Цементная композиция по п. 11, где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет общую структуру:

,
где R представляет собой линейную или разветвленную, насыщенную или ненасыщенную алкильную или карбоксиалкильную группу, или арильную или карбоксиарильную группу, содержащую от 3 до 40 атомов углерода, а равно от 2 до 8 молей и b равно от 16 до 67 молей.

13. Цементная композиция по п. 11, где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет среднюю молекулярную массу от 1000 до 5000 дальтон.

14. Цементная композиция по п. 11, дополнительно содержащая гидрофобный кремнезем.

15. Цементная композиция по п. 14, где массовое соотношение гидрофобного кремнезема и эфира органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера составляет от 0,1 до 10 мас.%.

16. Цементная композиция по п. 14, где гидрофобный кремнезем представляет собой гидрофобизированный микрокремнезем, или осажденный кремнезем, или их смесь.

17. Цементная композиция по п. 11, где полиоксиэтилен-полиоксипропиленовый блоксополимер имеет неупорядоченную структуру.

18. Цементная композиция по п. 11, где полиоксиэтилен-полиоксипропиленовый блоксополимер имеет полиоксипропиленовую основную цепь с концевыми фрагментами полиоксиэтилена или полиоксиэтиленовую основную цепь с концевыми фрагментами полиоксипропилена.

19. Цементная композиция по п. 11, где гидравлический цемент включает портландцементы классов А, В, С, G и Н согласно API, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, фосфатные цементы, цементы с высоким содержанием глинозема, шлаковые цементы, цементную пыль, кремнеземные цементы, высокощелочные цементы и комбинации, содержащие по меньшей мере один из перечисленных цементов.

20. Цементная композиция по п. 11, в которой пеногасящая композиция содержится в количестве от 0,01 до 1 мас.% от массы гидравлического цемента.

21. Цементная композиция по п. 11, где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет кислотное число менее 15.

22. Способ цементирования подземной формации, включающий:
введение в подземную формацию цементной композиции, содержащей гидравлический цемент, воду и пеногасящую композицию, содержащую эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера, и
схватывание цемента,
где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

23. Способ по п. 22, в котором введение цементной композиции включает закачивание цементной композиции в кольцевое пространство между стенками ствола скважины и обсадной трубой в течение операции первичного цементирования или ремонтной операции.

24. Способ по п. 22, в котором гидравлический цемент является вспененным, и пеногасящую композицию добавляют в гидравлический цемент в количестве, эффективном для разрушения пены, и посредством этого снижают захват газа в гидравлическом цементе.

25. Способ по п. 22, в котором эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера имеет кислотное число менее 15.

26. Способ по п. 22, в котором количество пеногасящей композиции составляет от 0,01 до 1 мас.% от массы гидравлического цемента.

27. Цементная композиция по п. 11, где пеногасящая композиция содержит продукт диэтерификации олеиновой кислоты с первичным полиоксиэтилен-полиоксипропиленовым блоксополимером с концевыми гидроксильными группами со средней молекулярной массой примерно 1665, примерно 2000, примерно 2565, примерно 3315, примерно 4365 или примерно 4965 дальтон.

28. Цементная композиция по п. 11, где пеногасящая композиция содержит продукт диэтерификации стеариновой кислоты с первичным полиоксиэтилен-полиоксипропиленовым блоксополимером с концевыми гидроксильными группами со средней молекулярной массой примерно 4369 дальтон.

29. Цементная композиция по п. 11, где полиоксиэтилен-полиоксипропиленовым блоксополимер представляет собой неионный триблочный сополимер, состоящий из основной гидрофобной цепи полипропиленоксида, от которой ответвляются две гидрофильные цепи полиэтиленоксида.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к промышленности строительных материалов и может быть использовано при изготовлении материалов на основе древесных заполнителей. Техническим результатом является улучшение условий гидратации цемента в арболитовой смеси, повышение прочности арболита, снижение энергозатрат и утилизация отходов.
Наверх