Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения



Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения
Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения

 


Владельцы патента RU 2612763:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включает разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству. 8 н. и 65 з.п. ф-лы, 2 ил., 8 табл.,11 пр.

 

Предпосылки изобретения

[0001] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в конкретных вариантах осуществления, к уплотняющимся буферным жидкостям и способам их применения в подземных пластах.

[0002] Буферные жидкости часто используют в подземных операциях для содействия улучшенной эффективности вытеснения при введении новых жидкостей в ствол скважины. Например, буферную жидкость можно использовать для вытеснения жидкости в стволе скважины перед введением другой жидкости. При использовании для вытеснения бурового раствора буферные жидкости могут улучшать удаление твердых веществ, так же как отделять буровой раствор от физически несовместимой жидкости. Например, в способах первичного цементирования буферную жидкость можно помещать в ствол скважины для отделения цементной композиции от бурового раствора. Буферные жидкости можно также помещать между различными буровыми растворами в ходе замен бурового раствора или между буровым раствором и жидкостью для заканчивания скважин. Буферные жидкости, как правило, не уплотняются в том отношении, что буферные жидкости обычно не развивают значительного напряжения сдвига геля или прочности при сжатии.

[0003] Чтобы быть эффективной, буферная жидкость может обладать конкретными характеристиками. Например, буферная жидкость может быть совместимой с вытесняемой жидкостью и цементной композицией. Эта совместимость может также присутствовать при температурах и давлениях забоя. В некоторых случаях, для буферной жидкости является желательным также оставлять поверхности в стволе скважины смоченными водой, таким образом облегчая связывание с цементной композицией. Реология буферной жидкости также может быть важной. Ряд различных реологических свойств может быть важным для разработки буферной жидкости, включая, среди прочих, предел текучести, пластическую вязкость, напряжение сдвига геля и напряжение среза. В то время как реология может быть важной для разработки буферной жидкости, общепринятые буферные жидкости могут не обладать желательной реологией при температурах забоя. Например, общепринятые буферные жидкости могут испытывать нежелательное термическое снижение вязкости при повышенных температурах. В результате, общепринятые буферные жидкости могут не обеспечивать желательного вытеснения в некоторых случаях.

Краткое изложение сущности изобретения

[0004] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в конкретных вариантах осуществления, к уплотняющимся буферным жидкостям и способам их применения в подземных пластах.

[0005] Вариант осуществления может включать вытеснение бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающее: разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: (i) предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, (ii) статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), (iii) предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и (iv) неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству.

[0006] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.

[0007] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.

[0008] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; где уплотняющаяся буферная жидкость содержит воду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любых их комбинаций; и где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 8 часов или менее.

[0009] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; и измерение свойств уплотнения части уплотняющейся буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины.

[0010] Другой вариант осуществления способа может включать способ оценки буферной жидкости для использования в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий: предоставление буферной жидкости; и измерение времени перехода буферной жидкости.

[0011] Другой вариант осуществления может включать способ оценки буферной жидкости для использования в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий: предоставление буферной жидкости; и измерение времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.

[0012] Другой вариант осуществления может включать уплотняющуюся буферную жидкость, разделяющую буровой раствор и цементную композицию в стволе скважины, содержащую: воду; и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, рисовой шелухи, золы, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любых их комбинаций; и где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.

[0013] Признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области. Хотя специалисты в данной области могут выполнять многочисленные изменения, такие изменения находятся в пределах сущности изобретения.

Краткое описание чертежей

[0014] Эти чертежи иллюстрируют конкретные аспекты некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения, и их не следует использовать для ограничения или определения изобретения.

[0015] Фиг.1 представляет собой график, показывающий измеренные значения статического напряжения сдвига геля при различной температуре и считывания давления как показателя времени для примера уплотняющейся буферной жидкости.

[0016] Фиг.2 представляет собой график, показывающий измеренные значения статического напряжения сдвига геля при различной температуре и считывания давления как показатель времени для примера уплотняющейся буферной жидкости.

Описание предпочтительных вариантов осуществления

[0017] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в конкретных вариантах осуществления, к буферным жидкостям, содержащим цементную печную пыль («CKD»), и к способам использования CKD для улучшения одного или нескольких реологических свойств буферной жидкости. В соответствии с настоящими вариантами осуществления буферные жидкости могут улучшать эффективность очищения ствола скважины и удаления жидкостей из ствола скважины. Варианты осуществления буферных жидкостей могут быть вспененными. Варианты осуществления буферных жидкостей могут быть уплотняющимися. Например, буферные жидкости могут развивать напряжение сдвига геля и/или прочность при сжатии при оставлении в стволе скважины.

[0018] Могут существовать несколько потенциальных преимуществ способов и композиций по настоящему изобретению, только некоторые из которых можно упомянуть в настоящем документе. Одним из множества потенциальных преимуществ способов и композиций по настоящему изобретению является то, что CKD можно использовать в буферных жидкостях в качестве модификатора реологии, позволяющего составление буферной жидкости с желательными реологическими свойствами. Другим потенциальным преимуществом способов и композиций по настоящему изобретению является то, что включение CKD в буферные жидкости может приводить к буферной жидкости без нежелательного термического снижения вязкости. Другим потенциальным преимуществом настоящего изобретения является то, что буферные жидкости, содержащие CKD, могут быть более экономичными, чем общепринятые буферные жидкости, полученные общепринятыми способами с более дорогими добавками. Другим потенциальным преимуществом настоящего изобретения является то, что вспененные буферные жидкости, содержащие CKD, можно использовать для вытеснения облегченных буровых растворов. Другим потенциальным преимуществом является то, что уплотняющиеся буферные жидкости могут обладать дополнительными физическими характеристиками, которые могут обеспечивать дополнительные преимущества для операций в стволе скважины. Например, уплотняющиеся буферные жидкости могут развивать напряжение сдвига геля и/или прочность при сжатии в затрубном пространстве ствола скважины. Соответственно, уплотняющаяся буферная жидкость, оставленная в стволе скважины, может функционировать с обеспечением по существу непроницаемого барьера для блокирования пластовых жидкостей и газов, и, следовательно, служить для уменьшения потенциальной миграции жидкостей. Уплотняющаяся буферная жидкость в затрубном пространстве ствола скважины может также защищать ветвь трубопровода или другой канал от коррозии. Уплотняющиеся буферные жидкости могут также служить для защиты от эрозии цементного покрытия, образованного введенными затем цементными композициями.

[0019] Варианты осуществления буферных жидкостей по настоящему изобретению могут содержать воду и CKD. В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут уплотняться при оставлении в стволе скважины. Например, буферная жидкость может схватываться и отверждаться посредством реакции CKD в воде. В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут быть вспененными. Например вспененные буферные жидкости могут содержать воду, CKD, пенообразующее средство и газ. Вспененную буферную жидкость можно использовать, например, когда желательно, чтобы буферная жидкость была облегченной. В соответствии с настоящими вариантами осуществления буферную жидкость можно использовать для вытеснения первой жидкости из ствола скважины с помощью буферной жидкости, обладающей более высоким пределом текучести, чем первая жидкость. Например, буферную жидкость можно использовать для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из ствола скважины. Другие необязательные добавки также можно включать в варианты осуществления буферных жидкостей, как желательно для конкретного применения. Например, буферные жидкости могут дополнительно содержать придающие вязкость средства, органические полимеры, диспергирующие средства, поверхностно-активные вещества, утяжеляющие средства и любые их комбинации.

[0020] Буферные жидкости, как правило, должны обладать плотностью, пригодной для конкретного применения, как желательно специалисту в данной области, с использованием преимуществ этого описания. В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон («ppg») (479 г/л) до приблизительно 24 ppg (2876 г/л). В других вариантах осуществления буферные жидкости могут обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 4 ppg (479 г/л) до приблизительно 17 ppg (2037 г/л). В других вариантах осуществления буферные жидкости могут обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 8 ppg (959 г/л) до приблизительно 13 ppg (1558 г/л). Варианты осуществления буферных жидкостей могут быть вспененными или невспененными или содержать другие средства для снижения их плотности, известные в данной области, такие как облегченные добавки. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящую плотность для конкретного применения.

[0021] Вода, используемая в варианте осуществления буферных жидкостей, может включать, например, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или несколько растворенных в ней солей), рассол (например, насыщенную соленую воду, полученную из подземных пластов), морскую воду или любую их комбинацию. Как правило, вода может происходить из любого источника, при условии, что вода не содержит избыток соединений, которые могут оказывать нежелательное влияние на другие компоненты буферной жидкости. Воду включают в количестве, достаточном для образования поддающейся перекачиванию насосом буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления воду можно включать в буферные жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 15% до приблизительно 95% по массе буферной жидкости. В других вариантах осуществления воду можно включать в буферные жидкости по настоящему изобретению в количестве в диапазоне от приблизительно 25% до приблизительно 85% по массе буферной жидкости. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество включаемой воды для выбранного применения.

[0022] CKD можно включать в варианты осуществления буферных жидкостей в качестве модификатора реологии. Среди прочего, использование CKD в вариантах осуществления настоящего изобретения может обеспечивать буферные жидкости, обладающие реологией, пригодной для конкретного применения. Желательная реология может быть преимущественной для предоставления буферной жидкости, которая является эффективной для вытеснения бурового раствора, например, в некоторых случаях CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости с низкой степенью термического снижения вязкости. Например, буферная жидкость может даже обладать пределом текучести, который увеличивается при повышенных температура, например, таких, какие встречаются в забое.

[0023] CKD представляет собой материал, полученный в ходе изготовления цемента, общеизвестный как цементная печная пыль. Термин «CKD» применяют в настоящем документе для обозначения цементной печной пыли, как описано в настоящем документе, и эквивалентных форм цементной печной пыли, полученной другими способами. Термин «CKD», как правило, относится к частично кальцинированному сырью для печи, которое можно удалять из газового потока и собирать, например, в пылесборнике в ходе изготовления цемента. Обычно при получении цемента собирают большие количества CKD, которые часто выбрасывают как отходы. Выбрасывание отходов CKD может добавлять нежелательную стоимость к изготовлению цемента, так же как вызывать озабоченность состоянием окружающей среды, ассоциированные с их выбрасыванием. Поскольку CKD часто выбрасывают как отходы, буферные жидкости, полученные с CKD, могут быть более экономичными, чем общепринятые буферные жидкости, полученные общепринятыми способами с добавками более высокой стоимости. Химический анализ CKD от различных изготовителей цемента различается в зависимости от ряда факторов, включая конкретную используемую печь, эффективность способа получения цемента и ассоциированных систем сбора пыли. CKD, как правило, может содержать множество оксидов, таких как SiO2, Al2O3, Fe2O3, CaO, MgO, SO3, Na2O и K2O.

[0024] CKD можно включать в буферные жидкости в количестве, достаточном для обеспечения, например, желательных реологических свойств. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 65% по массе буферной жидкости (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 43%, приблизительно 50%, приблизительно 55%, приблизительно 60%, приблизительно 65% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 20% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество CKD можно выражать по массе сухого твердого вещества. Как используют в настоящем документе, термин «по массе сухого твердого вещества» относится к количеству компонента, такого как CKD, по отношению к общему количеству сухого твердого вещества, использованного при получении буферной жидкости. Например, CKD может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до 100% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%,. приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80%, приблизительно 90%, 100% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 50% до 100% и, альтернативно, от приблизительно 80% до 100% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области с использованием преимуществ этого описания может узнать подходящее количество CKD для включения для выбранного применения.

[0025] В то время как в предшествующем описании описана CKD, настоящее изобретение является достаточно широким, чтобы охватывать использование других видов частично кальцинированного сырья для печи. Например, варианты осуществления буферных жидкостей могут включать известковую печную пыль, которая представляет собой материал, полученный в ходе изготовления извести. Термин известковая печная пыль, как правило, относится к частично кальцинированному сырью для печи, которое можно удалять из газового потока и собирать, например, в пылесборнике в ходе изготовления извести. Химический анализ известковой печной пыли от различных изготовителей извести различается в зависимости от ряда факторов, включая конкретное сырье известняк или доломит, тип печи, режим работы печи, эффективность способа получения извести и ассоциированных систем сбора пыли. Известковая печная пыль, как правило, может содержать различные количества свободной извести и свободного магния, известняка и/или доломитового известняка и множества оксидов, таких как SiO2, Al2O3, Fe2O3, CaO, MgO, SO3, Na2O и K2O, и других компонентов, таких как хлориды.

[0026] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно содержать зольную пыль. Множество видов зольной пыли могут быть пригодными, включая зольную пыль, классифицированную как зольная пыль класса C или класса F согласно American Petroleum Institute, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July I, 1990. Подходящие примеры зольной пыли включают, но не ограничиваются ими, добавку к цементу POZMIX® A, коммерчески доступную от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. При использовании зольную пыль, как правило, можно включать в буферные жидкости в количестве, желательном для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости (например, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 45%, приблизительно 50%, приблизительно 55% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество зольной пыли можно выражать по массе сухого твердого вещества. Например, зольная пыль может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 99% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%. приблизительно 80%, приблизительно 90%, приблизительно 99% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 20% и, альтернативно, от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество зольной пыли для включения для выбранного применения.

[0027] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно содержать барит. В некоторых вариантах осуществления барит может представлять собой отсортированный по размеру барит. Отсортированный по размеру барит в общем относится к бариту, который отделяли, просеивали, размалывали или другим способом сортировали по размеру для получения барита, обладающего желательным размером частиц. Например, барит можно сортировать по размеру для получения барита, обладающего размером частиц приблизительно 200 микрон. При использовании барит, как правило можно включать в буферные жидкости в количестве, желательном для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости (например, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 45%, приблизительно 50%, приблизительно 55% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество барита моно выражать по массе сухого твердого вещества. Например, барит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 99% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80%, приблизительно 90%, приблизительно 99% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 20% и, альтернативно, от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество барита для включения для выбранного применения.

[0028] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно содержать пумицит. При использовании пумицит, как правило, можно включать в буферные жидкости в количестве, желательном для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости (например, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 45%, приблизительно 50%, приблизительно 55% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество пумицита можно выражать по массе сухого твердого вещества. Например, пумицит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 99% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80%, приблизительно 90%, приблизительно 99% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 20% и, альтернативно, от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество пумицита для включения для выбранного применения.

[0029] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно включать добавку для контроля свободной воды. Как используют в настоящем документе, термин «добавка для контроля свободной воды» относится к добавке, включенной в жидкость, чтобы, среди прочего, уменьшать (или предотвращать) присутствие свободной воды в жидкости. Добавка для контроля свободной воды может также уменьшать (или предотвращать) осаждение твердых веществ. Примеры пригодных добавок для контроля свободной воды включают, но не ограничиваются ими, бентонит, аморфный диоксид кремния, гидроксиэтилцеллюлозу и их комбинации. Примером пригодной добавки для контроля свободной воды является суспендирующее средство SA-1015™, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. Другим примером пригодной добавки для контроля свободной воды является твердая добавка WG-17™, доступная от Halliburton Energy Services, Inc. Добавка для контроля свободной воды может быть представлена в виде сухого твердого вещества в некоторых вариантах осуществления. При использовании добавка для контроля свободной воды может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 16% по массе сухого твердого вещества, например. В альтернативных вариантах осуществления добавка для контроля свободной воды может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 2% по массе сухого твердого вещества.

[0030] В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут дополнительно содержать облегчающую добавку. Облегчающую добавку можно включать для снижения плотности вариантов осуществления буферных жидкостей. Например, облегчающую добавку можно использовать для получения облегченной буферной жидкости, например, обладающей плотностью менее приблизительно 13 ppg (1558 г/л). Облегчающая добавка, как правило, может обладать удельной плотностью менее приблизительно 2,0. Примеры пригодных облегчающих добавок могут включать силикат натрия, полые микросферы, гильсонит, перлит и их комбинации. Примером пригодного силиката натрия является добавка ECONOLITE™, доступная от Halliburton Energy Services, Inc. При использовании облегчающая добавка может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 20% по массе сухого твердого вещества, например. В альтернативных вариантах осуществления облегчающая добавка может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества.

[0031] Как упомянуто ранее, варианты осуществления буферных жидкостей могут быть вспенены газом, например, для предоставления буферной жидкости с пониженной плотностью. Следует понимать, что пониженная плотность может быть необходимой для вариантов осуществления буферных жидкостей для более близкого соответствия плотности конкретного бурового раствора, например, при использовании облегченных буровых растворов. Буровой раствор можно рассматривать как облегченный, если он обладает плотностью менее чем приблизительно 13 ppg (1558 г/л), альтернативно, менее чем приблизительно 10 ppg (1198 г/л), и альтернативно, менее чем приблизительно 9 ppg (1078 г/л). В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут быть вспененными, чтобы иметь плотность в пределах приблизительно 10% от плотности бурового раствора и, альтернативно, в пределах приблизительно 5% от плотности бурового раствора. Хотя такие способы, как облегчающие добавки, можно использовать для снижения плотности буферных жидкостей, содержащих CKD, без образования пены, эти способы могут иметь недостатки. Например, снижение плотности буферных жидкостей до менее чем приблизительно 13 ppg (1558 г/л) с использованием облегчающих добавок может стать причиной образования нестабильных взвесей, которые могут иметь, среди прочего, проблемы с осаждением твердых веществ, с всплыванием облегчающих добавок и со свободной водой. Соответственно, буферная жидкость может быть вспененной для предоставления буферной жидкости, обладающей пониженной плотностью, которая является более стабильной.

[0032] Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, буферные жидкости могут быть вспененными и содержать воду, CKD, пенообразующее средство и газ. Необязательно, для предоставления буферной жидкости с более низкой плотностью и более стабильной пеной, вспененная буферная жидкость может дополнительно содержать, например, облегчающую добавку. С помощью облегчающей добавки можно получать основу взвеси, которую затем можно вспенивать для обеспечения даже более низкой плотности. В некоторых вариантах осуществления вспененная буферная жидкость может обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 4 ppg (479 г/л) до приблизительно 13 ppg (1558 г/л) и, альтернативно, от приблизительно 7 ppg (839 г/л) до приблизительно 9 ppg (1078 г/л). В одном из конкретных вариантах осуществления основа взвеси может быть вспененной от плотности в диапазоне от приблизительно 9 ppg (1078 г/л) до приблизительно 13 ppg (1558 г/л) до более низкой плотности, например, в диапазоне от приблизительно 7 ppg (839 г/л) до приблизительно 9 ppg (1078 г/л).

[0033] Газ, используемый в вариантах осуществления вспененных буферных жидкостей, может представлять собой любой пригодный газ для вспенивания буферной жидкости, включая, но не ограничиваясь ими, воздух, азот и их комбинации. Как правило, газ должен присутствовать в вариантах осуществления вспененных буферных жидкостей в количестве, достаточном для образования желательной пены. В конкретных вариантах осуществления газ может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 80% по объему вспененной буферной жидкости при атмосферном давлении, альтернативно, от приблизительно 5% до приблизительно 55% по объему и, альтернативно, от приблизительно 15% до приблизительно 30% по объему.

[0034] При вспенивании варианты осуществления буферных жидкостей могут содержать пенообразующее средство для обеспечения пригодной пены. Как используют в настоящем документе, термин «пенообразующее средство» относится к материалу или комбинации материалов, которые облегчают образование пены в жидкости. Любое пригодное пенообразующее средство для образования пены можно использовать в вариантах осуществления буферных жидкостей. Примеры пригодных пенообразующих средств могут включать, но не ограничиваясь ими: смеси аммониевой соли сульфата алкилового эфира, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилбетаина, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилдиметиламиноксида, хлорида натрия и воды; смеси аммониевой соли поверхностно-активного вещества сульфата алкилового эфира, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилгидроксисултаина, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилдиметиламиноксида, хлорида натрия и воды; гидролизованного кератина; смеси поверхностно-активного вещества сульфата эфира этоксилированного спирта, поверхностно-активного вещества алкил- или алкенамидопропилбетаина и поверхностно-активного вещества алкил- или алкендиметиламиноксида; водные растворы поверхностно-активного вещества альфа-олефинового сульфоната и поверхностно-активного вещества бетаина; и их комбинации. Примером пригодного пенообразующего средства является пенообразующее средство/стабилизатор FOAMER™ 760, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. Пригодные пенообразующие средства описаны в патентах США №№ 6797054, 6547871, 6367550, 6063738 и 5897699, полное содержание которых приведено в настоящем документе путем ссылки.

[0035] Как правило, пенообразующее средство может присутствовать в вариантах осуществления вспененных буферных жидкостей в количестве, достаточном для обеспечения подходящей пены. В некоторых вариантах осуществления пенообразующее средство может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,8% до приблизительно 5% по объему воды («bvow»).

[0036] Разнообразные дополнительные добавки можно включать в буферные жидкости, если это сочтет целесообразным специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются ими: вспомогательные цементирующие материалы, утяжеляющие средства, придающие вязкость средства (например, глины, гидратируемые полимеры, гуаровую камедь), средства для контроля поглощения воды, материалы для изоляции, добавки для контроля фильтрации, диспергирующие средства, пеногасители, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, облагораживающие пласты средства и увлажняющие поверхностно-активные вещества. Увлажняющие поверхностно-активные вещества можно использовать для облегчения удаления масла с поверхностей ствола скважины (например, смягчения) с целью улучшения связывания цемента и уплотняющейся буферной жидкости. Примеры пригодных утяжеляющих средств включают, например, материалы, обладающие удельной плотностью 3 или более, такие как барит. Конкретные примеры этих и других добавок включают: органические полимеры, биополимеры, латекс, резиновую муку, поверхностно-активные вещества, кристаллический диоксид кремния, аморфный диоксид кремния, кварцевую муку, высокодисперсный диоксид кремния, наноглины (например, глины, обладающие по меньшей мере одним измерением менее 100 нм), соли, волокна, гидрофильные глины, микросферы, золу из рисовой шелухи, сверхтонкий цемент (например, цемент, обладающий средним размером частиц от приблизительно 5 микрон до приблизительно 10 микрон), метакаолин, цеолит, сланец, портландцемент, портландцемент, перемолотый с пемзой, перлит, барит, шлак, известь (например, гидратированную известь), гипс и любые их комбинации, и т.п. В некоторых вариантах осуществления дополнительный цементирующий материал можно включать в буферную жидкость в дополнение к или вместо всей или части CKD. Примеры пригодных дополнительных цементирующих материалов включают, но не ограничиваются ими, портландцемент, портландцемент, перемолотый с пемзой, сверхтонкий цемент, зольную пыль, шлак, пумицит, гипс и любые их комбинации. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, легко может определить тип и количество добавки, пригодной для конкретного применения и желательного результата.

[0037] Как упомянуто ранее, варианты осуществления буферных жидкостей могут быть уплотняющимися, в том смысле, что буферные жидкости могут развивать напряжение сдвига геля и/или прочность при сжатии в стволе скважины. Уплотнение определяют в настоящем документе как один из трех типов поведения материала: Уплотнение типа I поддается идентификации как огелившаяся жидкость, которую можно перемещать и/или перекачивать насосом, когда гидравлическое напряжение среза превышает предел текучести (YP) геля. Уплотнение типа 2 поддается идентификации как пластичное полутвердое вещество, которое может испытывать «пластическую деформацию», если напряжение среза, напряжение сжатия или напряжение растяжения превышает «предел пластической деформации». Уплотнение типа 3 поддается идентификации как твердое тело, сходное с обычным затвердевшим цементом. В пределах степени напряжения при затвердевании во время общепринятого тестирования сжатия, как ограниченного, так и не ограниченного, уплотненный материал типа 3 может проявлять поведение линейно-упругого напряжения-деформации Гука, с последующей некоторой пластической деформацией и/или механическим повреждением. Эта новая уплотняющиеся буферная жидкость может трансформироваться из поддающейся перекачиванию насосом жидкости, размещенной в ходе нормального способа вытеснения, в тип 1 и/или далее прогрессировать до типа 2, и/или далее прогрессировать до типа 3. Следует понимать, что уплотнение буферной жидкости происходит в условиях ствола скважины, и, как понятно специалистам в данной области, условия в стволе скважины могут меняться. Однако варианты осуществления буферных жидкостей можно характеризовать по обладанию уплотнением типа 1, типа 2 или типа 3 в условиях конкретного ствола скважины.

[0038] Конкретные примеры того, как характеризовать уплотнение типа 1, включают измерение напряжения при текучести. Для уплотнения типа 1 показывают YP от приблизительно 25 Паскаль до приблизительно 250 Паскаль, где YP измеряют одним из способов, описанных в патенте США № 6874353, а именно: с использованием серий параллельных вертикальных лезвий на оси ротора, что специалисты в данной области обозначают как «способ Вейна»; или с использованием нового устройства и способа, также описанного в патенте США № 6874353. Другой способ, используемый для определения YP уплотнения типа 1, определен в публикации Morgan, R.G., Suter, D.A., and Sweat, V.A., Mathematical Analysis of a Simple Back Extrusion Rheometer, ASAP. Paper No. 79-6001. Кроме того, другие способы, известные специалистам в данной области, можно использовать для определения YP уплотненных буферных жидкостей типа 1. Альтернативно, другой способ характеризации уплотнения типа I включает измерение напряжения сдвига геля материала, которое можно определять как «статическое напряжение сдвига геля» (SGS), как его определяют и измеряют в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. Уплотнение типа 1 может обладать значениями SGS от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па).

[0039] Конкретные примеры того, как характеризовать уплотнение типа 2, включают измерение предела текучести при сжатии (YL-C), YL-C представляет собой просто напряжение одноосного сжатия, при котором материал испытывает постоянную деформацию. Постоянная деформация относится к поддающемуся измерению напряжению деформации, которое не возвращается к нулю в течение периода времени того же порядка величины, что и общее время, необходимое для проведения измерения. YL-C может находиться в диапазоне от 1 psi (фунта на квадратный дюйм) (7 кПа) до 2000 psi (13790 кПа), где наиболее распространенные значения находятся в диапазоне от 5 psi (34 кПа) до 500 psi (3447 кПа).

[0040] Конкретные примеры того, как характеризовать уплотнение типа 3, включают измерение прочности при сжатии. Для уплотнения типа 3 показывают неограниченную прочность при одноосном сжатии в диапазоне от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа), где наиболее распространенные значения находятся в диапазоне от приблизительно 10 psi (69 кПа) до приблизительно 2500 psi (17240 кПа). Этих значений достигали за 7 суток или менее. Некоторые составы можно разрабатывать так, чтобы обеспечивать значительную прочность при сжатии от 24 часов до 48 часов. Как правило, геометрия и размеры образцов для измерения являются сходными, но не ограничиваясь ими, с геометрией и размерами, используемыми для характеризации видов цемента для нефтяных скважин: кубы размером 2 дюйма (5,1 см); или цилиндры диаметром 2 дюйма (5,1 см), имеющие 4 дюйма (10,2 см) в длину; или цилиндры диаметром 1 дюйм (2,5 см), имеющие 2 дюйма (5,1 см) в длину; и другие способы известны специалистам в области измерения «механических свойств» цемента для нефтяных скважин. Например, прочность при сжатии можно определять посредством разрушения образцов в устройстве для тестирования на сжатие. Прочность при сжатии рассчитывают из разрушающей нагрузки, деленной на площадь поперечного сечения, устойчивого к нагрузке, и регистрируют в единицах фунта на квадратный дюйм (psi). Прочность при сжатии можно определять в соответствии с API RP 10B-2, Recommended Practice for Testing Well Cements, First Edition, July 2005.

[0041] В качестве конкретного примера уплотнения, при оставлении в затрубном пространстве ствола скважины (например, между подземным пластом и ветвью трубопровода, расположенной в подземном пласте, или между ветвью трубопровода и более крупным каналом, расположенным в подземном пласте), буферная жидкость может уплотняться с развитием статического напряжения сдвига геля и/или прочности при сжатии. Уплотненная масса, сформированная в затрубном пространстве ствола скважины, может действовать для поддержки и расположения ветви трубопровода в стволе скважины и связывания внешней поверхности ветви трубопровода со стенками ствола скважины или с более крупным каналом. Уплотненная масса, сформированная в затрубном пространстве ствола скважины, может также обеспечивать по существу непроницаемый барьер для блокирования пластовых жидкостей и газов и, следовательно, также служить для уменьшения потенциальной миграции жидкостей. Уплотненная масса, сформированная в затрубном пространстве ствола скважины, может также защищать ветвь трубопровода или другой канал от коррозии.

[0042] Варианты осуществления буферных жидкостей по настоящему изобретению могут обладать временем перехода, которое является более коротким, чем время перехода цементных композиций, вводимых затем в ствол скважины. Термин «время перехода», как используют в настоящем документе, относится к времени для жидкости для продвижения от статического напряжения сдвига геля от приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па). Из-за обладания более коротким временем перехода уплотняющаяся буферная жидкость может снижать или даже предотвращать миграцию газа в стволе скважины, даже если газ мигрирует через вводимую затем цементную композицию до того, как она разовьет достаточное напряжение сдвига геля для предотвращения такой миграции. Миграцию газа и жидкости можно, как правило, предотвращать при статическом напряжении сдвига геля 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па). Посредством снижения количества газа, который может мигрировать через ствол скважины, вводимые затем цементные композиции могут продвигаться через их более медленный период перехода без миграции газа, что является настолько значительным фактором, насколько цемент развивает статическое напряжения сдвига геля. Некоторые варианты осуществления уплотняющихся буферных жидкостей могут обладать временем перехода (т.е. временем продвижения от статического напряжения сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) в условиях ствола скважины приблизительно 45 минут или менее, приблизительно 30 минут или менее, приблизительно 20 минут или менее, или приблизительно 10 минут или менее. Варианты осуществления уплотняющихся буферных жидкостей также быстро развивают статическое напряжение сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) и приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), соответственно, в условиях ствола скважины. Время для жидкости для развития статического напряжения сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) обозначают также как «время нулевого гелеобразования». Например, уплотняющиеся буферные жидкости могут обладать временем нулевого гелеобразования в условиях ствола скважины приблизительно 8 часов или менее и, альтернативно, приблизительно 4 часа или менее. В некоторых вариантах осуществления уплотняющиеся буферные жидкости могут обладать временем нулевого гелеобразования в диапазоне от приблизительно 0 минут до приблизительно 4 часов или дольше. В качестве дополнительного примера, уплотняющиеся буферные жидкости могут развивать статическое напряжение сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более в условиях ствола скважины от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов или дольше. Предшествующие периоды времени для развития статического напряжения сдвига геля перечислены как проходящие в условиях ствола скважины. Специалистам в данной области понятно, что конкретные условия в стволе шахты (например, температура, давление, глубина и т.д.) меняются; однако варианты осуществления буферной жидкости должны соответствовать этим специфическим требованиям в условиях в стволе шахты. Статическое напряжение сдвига геля можно измерять в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6.

[0043] Варианты осуществления буферных жидкостей по настоящему изобретению можно получать в соответствии с любым пригодным способом. В некоторых вариантах осуществления желательное количество воды можно вводить в смеситель (например, бетономешалку) с последующей сухой смесью. Сухая смесь может содержать CKD и дополнительные твердые добавки, например. Дополнительные твердые добавки, если присутствуют, можно добавлять в воду, по необходимости, до или после объединения с сухой смесью. Эту смесь можно встряхивать в течение достаточного периода времени для формирования основы взвеси. Эту основу взвеси можно затем вводить в ствол скважины, например, посредством насосов. Во вспененных вариантах осуществления основу взвеси можно закачивать насосом в ствол скважины, и пенообразующее средство можно отмерять в основу взвеси с последующим впрыскиванием газа, например, в пеносмесителе «T», в количестве, достаточном для вспенивания основы взвеси, таким образом, получая вспененную буферную жидкость, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. После вспенивания вспененную буферную жидкость можно вводить в ствол скважины. Как понятно специалисту в данной области, с использованием преимуществ этого описания, другие пригодные способы получения буферных жидкостей можно использовать в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.

[0044] Пример способа по настоящему изобретению включает способ оценки буферной жидкости. Пример способа может включать предоставление буферной жидкости для использования в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины. Свойства буферной жидкости можно затем измерять для определения, например, эффективности уплотнения для конкретной жидкости. В некоторых вариантах осуществления можно измерять время перехода и/или время нулевого гелеобразования буферной жидкости. Как описано ранее, время перехода представляет собой время для жидкости для продвижения от статического напряжения сдвига геля от приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), и время нулевого гелеобразования представляет собой время для жидкости для развития статического напряжения сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па). Статическое напряжения сдвига геля можно измерять в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. В некоторых вариантах осуществления можно измерять прочность при сжатии, которая может представлять собой неограниченную прочность при одноосном сжатии. Способы тестирования прочности при сжатии более подробно описаны выше. Эти измерения можно проводить в диапазоне условий, например, для имитации условий в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления время перехода можно измерять при температуре от приблизительно 40°F (4°C) до приблизительно 300°F (149°C) и давлении от приблизительно 2000 psi (13790 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа). Прочность при сжатии можно определять, например, в атмосферных условиях после того, как буферной жидкости дали возможность затвердеть в водяной бане при температурах приблизительно от 40°F (4°C) до 300°F (149°C) в течение времени от приблизительно 24 часов до приблизительно 7 суток. В некоторых вариантах осуществления предварительную оценку можно проводить для набора образцов буферных жидкостей, где варианты осуществления дополнительно включают выбор одного из образцов буферных жидкостей из набора на основании измеренных свойств. Варианты осуществления могут дополнительно включать получение буферной жидкости на основе выбранной буферной жидкости и использование полученной буферной жидкости в вытеснении бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины.

[0045] Пример способа по настоящему изобретению включает способ улучшения реологических свойств буферной жидкости. Способ может включать введение CKD в буферную жидкость. CKD можно включать в буферную жидкость в количестве, достаточном для обеспечения более высокого предела текучести, чем у первой жидкости. Более высокий предел текучести может быть желательным, например, для эффективного вытеснения первой жидкости из ствола скважины. Как используют в настоящем документе, термин «предел текучести» относится к устойчивости жидкости к начальному притоку или представляет собой давление, необходимое для начала движения жидкости. В одном из вариантов осуществления предел текучести буферной жидкости при температуре вплоть до приблизительно 180°F (82°C) выше, чем приблизительно 5 фунт-силы/100 фут2 (10 Па). В одном из вариантов осуществления предел текучести буферной жидкости при температуре вплоть до приблизительно 180°F (82°C) выше, чем приблизительно 10 фунт-силы/100 фут2 (20 Па). В одном из вариантов осуществления предел текучести буферной жидкости при температуре вплоть до приблизительно 180°F (82°C) выше, чем приблизительно 20 фунт-силы/100 фут2 (39 Па). Может быть желательным, чтобы буферная жидкость не обладала термическим снижением вязкости до предела текучести ниже, чем у первой жидкости, при повышенных температурах. Соответственно, буферная жидкость может обладать более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при повышенных температурах, таких как 180°F (82°C) или статическая температура в забое скважины («BUST»). В одном из вариантов осуществления буферная жидкость может обладать пределом текучести, который увеличивается при повышенных температурах. Например, буферная жидкость может обладать пределом текучести, который выше при 180°F (82°C), чем при 80°F (27°C). В качестве дополнительного примера, буферная жидкость может обладать пределом текучести, который выше при BUST, чем при 80°F (27°C).

[0046] Другой пример способа по настоящему изобретению включает способ вытеснения первой жидкости из ствола скважины, где ствол скважины проникает в подземный пласт. Способ может включать предоставление буферной жидкости, содержащей CKD и воду. Способ может дополнительно включать введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части первой жидкости из ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления буферная жидкость может вытеснять первую жидкость из затрубного пространства ствола скважины, такого как затрубное пространство между ветвью трубопровода и подземным пластом или между ветвью трубопровода и более крупным каналом. В некоторых вариантах осуществления буферную жидкость можно характеризовать по обладанию более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при 80°F (27°C). В некоторых вариантах осуществления буферную жидкость можно характеризовать по обладанию более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при 130°F (54°C). В некоторых вариантах осуществления буферную жидкость можно характеризовать по обладанию более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при 180°F (82°C).

[0047] В одном из вариантов осуществления первая жидкость, вытесненная буферной жидкостью, содержит буровой раствор. В качестве примера, буферную жидкость можно использовать для вытеснения бурового раствора из ствола скважины. В дополнение к вытеснению бурового раствора из ствола скважины, буферная жидкость может также удалять буровой раствор со стенок ствола скважины. Буровой раствор может включать, например, любое количество жидкостей, таких как суспензии твердых веществ, смеси и эмульсии. В некоторых вариантах осуществления буровой раствор может содержать буровой раствор на масляной основе. Пример пригодного бурового раствора на масляной основе включает обратную эмульсию. В некоторых вариантах осуществления буровой раствор на масляной основе может содержать маслянистую жидкость. Примеры пригодных маслянистых жидкостей, которые можно включать в буровые растворы на масляной основе, включают, но не ограничиваются ими, α-олефины, внутренние олефины, алканы, ароматические растворители, циклоалканы, сжиженный нефтяной газ, керосин, дизельные масла, неочищенную нефть, газойли, топливные масла, парафиновые масла, минеральные масла, низкотоксичные минеральные масла, олефины, сложные эфиры, амиды, синтетические масла (например, полиолефины), полидиорганосилоксаны, силоксаны, органосилоксаны, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации. Дополнительные стадии в вариантах осуществления способа могут включать введение ветви трубопровода в ствол скважины, введение цементной композиции в ствол скважины с буферной жидкостью, разделяющей цементную композицию и первую жидкость. В одном варианте осуществления цементной композиции можно предоставить возможность затвердевать в стволе скважины. Цементная композиция может включать, например, цемент и воду.

[0048] Другой пример способа по настоящему изобретению включает способ разделения жидкостей в стволе скважины, где ствол скважины проникает в подземный пласт. Способ может включать введение буферной жидкости в ствол скважины, где ствол скважины обладает расположенной в нем первой жидкостью. Буферная жидкость может содержать, например, CKD и воду. Способ может дополнительно включать введение второй жидкости в ствол скважины, где буферная жидкость разделяет первую жидкость и вторую жидкость. В одном варианте осуществления первая жидкость содержит буровой раствор и вторая жидкость содержит цементную композицию. В качестве примера, буферная жидкость может предотвращать контакт цементной композиции с буровым раствором. Цементная композиция может быть вспененной или не вспененной, как желательно для конкретного применения. В одном варианте осуществления цементная композиция содержит цементную печную пыль, воду и, необязательно, гидравлический цементирующий материал. Множество гидравлических цементов можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, включая, но не ограничиваясь ими, цементы, содержащие кальций, алюминий, силикон, кислород, железо и/или серу, которые схватываются и отверждаются посредством реакции с водой. Пригодные гидравлические цементы включают, но не ограничиваются ими, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы и их комбинации. В конкретных вариантах осуществления гидравлический цемент может включать портландцемент. В некоторых вариантах осуществления портландцементы, пригодные для использования по настоящему изобретению, классифицируют как цементы классов А, С, H и G в соответствии с American Petroleum Institute, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., Jul. 1, 1990. Буферная жидкость может также удалять буровой раствор, дегидратированный/огелившийся буровой раствор и/или отфильтрованные твердые вещества из ствола скважины перед цементной композицией. Варианты осуществления буферной жидкости могут улучшать эффективность удаления этих и других композиций из ствола скважины. Удаление этих композиций из ствола скважины может улучшать связывание цементной композиции с поверхностями в стволе скважины. В дополнительном варианте осуществления по меньшей мере часть использованной и/или неиспользованной содержащей CKD буферной жидкости включают в цементную композицию, расположенную в скважине, и дают затвердевать.

[0049] В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть буферной жидкости можно оставлять в стволе скважины, так что буферная жидкость уплотняется в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления буферная жидкость может уплотняться с образованием затрубной оболочки из твердого тела. Затрубная оболочка может связывать внешнюю поверхность ветви трубопровода со стенками ствола скважины или с более крупным каналом. Пример способа по настоящему изобретению может дополнительно включать измерение уплотнения буферной жидкости. Это измерение может также включать измерение целостности связи, образованной между уплотнившейся буферной жидкостью и внешней стенкой ветви трубопровода и/или между уплотнившейся буферной жидкостью и пластом или более крупным каналом, расположенным в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления можно собирать данные, соответствующие целостности этой связи, и данные можно регистрировать на кривой качества, обычно обозначаемой как «кривая качества связывания». Кривую качества связывания можно использовать, например, для анализа свойств уплотнения буферной жидкости в стволе скважины. Соответственно, варианты осуществления могут включать выполнение проверки качества связывания цемента по меньшей мере в части ствола скважины, содержащей уплотнившуюся буферную жидкость. Кривую качества связывания цемента для способной отверждаться буферной жидкости можно получать любым способом, используемым для измерения прочности цемента, без ограничения. В некоторых вариантах осуществления в стволе скважины может работать устройство на кабеле, которое может детектировать связь уплотнившейся буферной жидкости с ветвью трубопровода и/или пластом (или более крупным каналом). Пример пригодного устройства включает акустическое устройство.

[0050] Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры конкретных аспектов некоторых вариантов осуществления. Никоим образом не следует рассматривать следующие примеры для ограничения или определения объема изобретения. В следующих примерах концентрации приведены в массовых процентах от общей композиции.

ПРИМЕР 1

[0051] Образцы буферных жидкостей получали для оценки реологических свойств буферных жидкостей, содержащих CKD. Образцы буферных жидкостей получали следующим образом. Сначала все сухие компоненты (например, CKD, зольную пыль, бентонит, FWCA и т.д.) взвешивали в стеклянный контейнер, имеющий прозрачную крышку, и встряхивали вручную до смешивания. Затем водопроводную воду взвешивали в корпус гомогенизатора Уоринга. Затем сухие компоненты смешивали с водой, перемешивая при 4000 об/мин. Затем скорость смесителя увеличивали до 12000 об/мин приблизительно на 35 секунд.

[0052] Образец буферной жидкости № 1 представлял собой взвесь 11 фунтов на галлон (1318 г/л), содержащую 60,62% воды, 34,17% CKD, 4,63% зольной пыли и 0,58% добавки для контроля свободной воды (твердой добавки WG-17™).

[0053] Образец буферной жидкости № 2 представлял собой взвесь 11 фунтов на галлон (1318 г/л), содержащую 60,79% воды, 30,42% CKD, 4,13% зольной пыли, 0,17% добавки для контроля свободной воды (твердой добавки WG-17™), 3,45% бентонита и 1,04% добавки Econolite™.

[0054] Затем определяли реологические значения с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 100, 200 и 300 с помощью груза 81, ротора R1 и пружины 1,0. Показания шкалы, пластическую вязкость и пределы текучести для буферных жидкостей измеряли в соответствии с API Recommended Practices 10B, Bingham plastic model, и они указаны в таблице ниже. Сокращение «PV» относится к пластической вязкости, в то время как сокращение «YP» относится к пределу текучести.

ТАБЛИЦА 1
Образец жидкости Темп. (°F) Вискозиметр, об/мин PV (сП) YP (фунт-силы/100 фут2)
300 200 100 6 3
1 80 (27°C) 145 127 90 24 14 113,3 27,4 (53,6 Па)
180 (82°C) 168 143 105 26 15 154,5 30,3 (59,3 Па)
2 80 (27°C) 65 53 43 27 22 41,1 26,9 (52,6 Па)
180 (82°C) 70 61 55 22 18 51,6 25,8 (50,5 Па)

[0055] Время загустевания образца буферной жидкости № 1 также определяли в соответствии с API Recommended Practice 10B при 205°F (96°C). Образец буферной жидкости № 1 обладал временем загустевания более 6:00+ часов.

[0056] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пригодные свойства для использования в подземных применениях. В частности, вышеприведенный пример иллюстрирует, среди прочего, что CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости, которая может не обладать термическим снижением вязкости, где буферная жидкость потенциально даже обладает пределом текучести, который увеличивается с температурой. Например, образец буферной жидкости № 2 обладал более высоким пределом текучести при 180°F (82°C), чем при 80°F (27°C). Кроме того, предел текучести образца буферной жидкости № 1 обладал только слабым снижением при 180°F (82°C) по сравнению с 80°F (27°C). Дополнительно, пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пластическую вязкость, которая увеличивается с температурой.

ПРИМЕР 2

[0057] Дополнительные образцы буферных жидкостей получали для дальнейшей оценки реологических свойств буферных жидкостей, содержащих CKD. Образцы буферных жидкостей получали следующим образом. Сначала все сухие компоненты (например, CKD, зольную пыль) взвешивали в стеклянный контейнер, имеющий прозрачную крышку, и встряхивали вручную до смешивания. Затем водопроводную воду взвешивали в корпус гомогенизатора Уоринга. Затем сухие компоненты смешивали с водой, перемешивая при 4000 об/мин. Затем скорость смесителя увеличивали до 12000 об/мин приблизительно на 35 секунд.

[0058] Образец жидкости № 3 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 47,29% воды и 52,71% CKD.

[0059] Образец жидкости № 4 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 46,47% воды, 40,15% CKD и 13,38% зольной пыли.

[0060] Образец жидкости № 5 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 45,62% воды, 27,19% CKD и 27,19% зольной пыли.

[0061] Образец жидкости № 6 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 44,75% воды, 13,81% CKD и 41,44% зольной пыли.

[0062] Образец жидкости № 7 (сравнительный) представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 43,85% воды и 56,15% зольной пыли.

[0063] Затем определяли реологические значения с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 30, 60, 100, 200, 300 и 600 с помощью груза B1, ротора R1 и пружины 1,0. Показания шкалы, пластическую вязкость и пределы текучести для буферных жидкостей измеряли в соответствии с API Recommended Practices 10B, Bingham plastic model, и они указаны в таблице ниже. Сокращение «PV» относится к пластической вязкости, в то время как сокращение «YP» относится к пределу текучести.

ТАБЛИЦА 2
Образец буферной жидкости Соотношение CKD-зольная пыль Температура (°F) Вискозиметр, об/мин PV (сП) YP (фунт-силы/100 фут2
600 300 200 100 60 30 6 3
3 100:0 80 (27°C) 33 23 20 15 13 12 8 6 12 11 (21,5 Па)
130 (54°C) 39 31 27 23 22 19 16 11 12 19 (37,2 Па)
180 (82°C) 66 58 51 47 40 38 21 18 16,5 41,5 (81,2 Па)
4 75:25 80 (27°C) 28 22 19 15 14 11 8 6 10,5 11,5 (22,5 Па)
130 (54°C) 39 28 25 21 19 16 14 11 10,5 17,5 (34,2 Па
180 (82°C) 51 39 36 35 31 26 16 11 6 33 (64,6 Па)
5 50:50 80 (27°C) 20 11 8 6 5 4 4 3 7,5 3,5 (6,8 Па)
130 (54°C) 21 15 13 10 9 8 6 5 7,5 7,5 (14,7 Па)
180 (82°C) 25 20 17 14 13 12 7 5 9 11 (21,5 Па)
6 25:75 80 (27°C) 16 8 6 3 2 1 0 0 7,5 0,5 (1,0 Па)
130 (54°C) 15 8 6 4 3 2 1 1 6 2 (3,9 Па)
180 (82°C) 15 9 7 5 4 4 2 2 6 3 (5,9 Па)
7 (сравн.) 0:100 80 (27°C) 16 7 5 3 1 0 0 0 6 1 (2,0 Па)
130 (54°C) 11 4 3 1 0 0 0 0 4,5 -0,5 (-1,0 Па)
180 (82°C) 8 3 2 0 0 0 0 0 4,5 -1,5 (-2,9 Па)

[0064] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пригодные свойства для использования в подземных применениях. В частности, вышеприведенный пример иллюстрирует, среди прочего, что CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости, которая может не обладать термическим снижением вязкости, где буферная жидкость потенциально даже обладает пределом текучести, который увеличивается с температурой. Кроме того, как проиллюстрировано в таблице 2 выше, более высокие пределы текучести наблюдали для буферных жидкостей с более высокими концентрациями CKD.

ПРИМЕР 3

[0065] Образцы буферных жидкостей, содержащих CKD, получали для сравнения реологических свойств буферных жидкостей, содержащих CKD, с буровым раствором на масляной основе. Образцы буферных жидкостей получали следующим образом. Сначала все сухие компоненты (например, CKD, зольную пыль, бентонит и т.д.) взвешивали в стеклянный контейнер, имеющий прозрачную крышку, и встряхивали вручную до смешивания. Затем водопроводную воду взвешивали в корпус гомогенизатора Уоринга. Затем сухие компоненты смешивали с водой, перемешивая при 4000 об/мин. Затем скорость смесителя увеличивали до 12000 об./мин приблизительно на 35 секунд.

[0066] Образец буферной жидкости № 8 представлял собой взвесь 11 фунтов на галлон (1318 г/л), содержащую 60,79% воды, 30,42% CKD, 4,13% зольной пыли, 0,17% добавки для контроля свободной воды (твердой добавки WG-17™), 3,45% бентонита и 1,04% добавки Econolite™.

[0067] Буровой раствор на масляной основе представлял собой глинистый раствор на масляной основе 9,1 фунтов на галлон (1090 г/л).

[0068] Затем определяли реологические значения с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 100, 200 и 300 с помощью груза B1, ротора R1 и пружины 1,0. Показания шкалы, пластическую вязкость и пределы текучести для буферных жидкостей и охлаждающих жидкостей измеряли в соответствии с API Recommended Practices 10B, Bingham plastic model, и они указаны в таблице ниже. Сокращение «PV» относится к пластической вязкости, в то время как сокращение «YP» относится к пределу текучести. Сокращение «OBM» относится к глинистому раствору на масляной основе.

ТАБЛИЦА 3
Образец жидкости Темп. (°F) Вискозиметр, об/мин PV (сП) YP (фунт-силы/100 фут2)
300 200 100 6 3
8 80 59 50 39 22 15 42 21,2 (41,5 Па)
180 82 54 48 16 13 65,3 17 (33,3 Па)
OBM 80 83 64 41 11 10 74,6 12,1 (23,7 Па)
180 46 35 23 10 10 36,7 10,5 (20,5 Па)

[0069] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пригодные свойства для использования в подземных применениях. В частности, вышеприведенный пример иллюстрирует, среди прочего, что CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости с пределом текучести выше, чем у бурового раствора, даже при повышенных температурах. Например, образец буферной жидкости № 8 обладает более высоким пределом текучести при 180°F (82°C), чем глинистый раствор на масляной основе.

ПРИМЕР 4

[0070] Получали вспененную буферную жидкость (образец жидкости 9), содержащую CKD. Сначала получали основу взвеси, обладающую плотностью 10 ppg (1198 г/л) и содержащую CKD, добавку для контроля свободной воды (0,7% по массе CKD), облегчающую добавку (4% по массе CKD) и пресную воду (32,16 галлонов (122 л) на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок CKD). Добавка для контроля свободной воды представляла собой суспендирующее средство SA-1015™. Облегчающая добавка представляла собой добавку ECONOLITE™. Затем добавляли пенообразующее средство (пенообразующее средство/стабилизатор FOAMER™ 760) в количестве 2% bvow и основу взвеси затем смешивали в сосуде для смешивания пены в течение 4 секунд при 12000 об/мин. Полученная вспененная буферная жидкость обладала плотностью 8,4 ppg (1007 г/л). Затем измеряли «отстой» полученной вспененной буферной жидкости с использованием способа тестирования свободной жидкости, как указано в API Recommended Practice 10B, Однако чаще, чем измерение свободной жидкости, количество «отстоя» измеряли после того, как вспененная буферная жидкость оставалась статичной в течение периода 2 часов. Вспененная буферная жидкость исходно находилась при 200°, и ее охлаждали до температуры окружающей среды в течение 2-часового периода. Измеренный отстой для этой вспененной буферной жидкости составлял 5 миллиметров.

ПРИМЕР 5

[0071] Получали другую вспененную буферную жидкость (образец жидкости 10) , содержащую CKD. Сначала получали основу взвеси, обладающую плотностью 10,5 ppg (1258 г/л) и содержащую CKD, добавку для контроля свободной воды (0,6% по массе CKD), облегчающую добавку (4% по массе CKD) и пресную воду (23,7 галлонов (90 л) на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок CKD). Добавка для контроля свободной воды представляла собой суспендирующее средство SA-1015™. Облегчающая добавка представляла собой добавку ECONOIJTE™. Затем добавляли пенообразующее средство (смешанное поверхностно-активное вещество гексиленгликоль/кокобетаин) в количестве 2% bvow и основу взвеси затем смешивали в сосуде для смешивания пены в течение 6 секунд при 12000 об/мин. Полученная вспененные буферная жидкость обладала плотностью 8,304 ppg (995 г/л). Полученная вспененная буферная жидкость обладала отстоем 0 миллиметров, измеренным, как описано выше для примера 4.

ПРИМЕР 6

[0072] Следующие серии тестов проводили для определения прочности при сжатии уплотняющихся буферных жидкостей. Получали двадцать два образца, промаркированные как образцы жидкости 11-32 в таблице ниже, обладающие плотностью 12,5 ppg (1498 г/л) с использованием различных концентраций добавок. Количество этих добавок в каждом образце жидкости указано в таблице ниже, где «% по массе» обозначает количество конкретного компонента по массе добавки 1 + добавки 2. Сокращение «галл./мешок» в таблице ниже обозначает количество галлонов конкретного компонента на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок добавки 1 и добавки 2.

[0073] Использованная CKD поставлена Holcim (US) Inc., из Ada, Oklahoma. Использованный сланец поставлен Texas Industries, inc. из Midlothian, Texas. Использованная пемза представляла собой легкий наполнитель DS-200 или DS-300, доступный от Hess Pumice Products, Inc. Использованная кварцевая мука представляла собой добавку к цементу SSA-1™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная дренажная кварцевая мука представляла собой дренажную кварцевую муку SSA-2™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованный метакаолин представлял собой метакаолин MetaMax® от BASF. Использованный аморфный диоксид кремния представлял собой добавку к цементу SILICALITE™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованный перлит поставлен Hess Pumice Products, inc. Использованный шлак поставлен LaFarge North America. Портландцемент, перемолотый с пемзой, представлял собой цемент FiiteCem™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная зольная пыль представляла собой добавку к цементу POZMIX® от Halliburton Energy Services, Inc. Использованный микроизмельченный цемент представлял собой MICRO MATRIX®, обладающий средним размером частиц 7,5 микрон, от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная зола из рисовой шелухи поставлена Rice Hull Specialty Products, Stuttgart, Arkansas. Использованный биополимер поставлен CP Kelco, San Diego, California. Использованный барит поставлен Baroid Industrial Drilling Products. Использованный латекс представлял собой добавку к цементу Latex 3000™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная резиновая мука представляла собой LIFECEM™ 100 от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная наноглина поставлена Nanocor Inc. Использованный замедлитель схватывания представлял собой замедлитель схватывания цемента SCR-100™ от Halliburton Energy Services, Inc. Замедлитель схватывания цемента SCR-100™ представляет собой сополимер акриловой кислоты и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты.

[0074] После получения обеспечивали выдержку образцов жидкостей в течение нескольких суток в металлических цилиндрах 2” (5,1 см) на 4” (10,2 см), которые помещали в водяную баню при 180°F (82°C) для формирования затвердевших цилиндров. Немедленно после удаления из водяной бани прочность при разрушающем сжатии определяли с использованием механического пресса в соответствии с API RP 10B-2. Результаты этого теста указаны ниже.

ТАБЛИЦА 4
Образец жидкости Вода, галл./мешок Добавка № 1 Добавка № 2 Добавка № 3 Замедлитель схватывания цемента, % по массе Прочность при сжатии через 7суток, PSI
Тип % по массе Тип % по массе Тип % по массе
11 5,72 CKD 50 Сланец 50 - - 0 510 (3519 кПа)
12 4,91 Пемза DS-200 50 Известь 50 - - 1 646 (4457 кПа)
13 5,88 CKD 50 Кварцевая мука 50 - - 0 288 (1987 кПа)
14 6,05 CKD 50 Метакаолин 50 - - 0 104 (718 кПа)
15 5,71 CKD 50 Аморфный диоксид кремния 50 - - 1 251 (1732 кПа)
16 5,13 CKD 50 Перлит 50 - - 0 1031 (7114 кПа)
17 5,4 CKD 50 Известь 50 - - 0 58 (400 кПа)
18 5,49 CKD 50 Пемза DS-200 50 - - 0 624 (4306 кПа)
19 6,23 CKD 50 Шлак 50 - - 0 587 (4050 кПа)
20 5,88 CKD 50 Дренажная кварцевая мука 50 - - 0 1018 (7024 кПа)
21 6,04 CKD 50 Портландцемент, перемолотый с пемзой 50 - - 1 1655 (11420 кПа)
22 5,63 CKD 50 Зольная пыль 50 - - 0 870 (6003 кПа)
23 5,49 CKD 50 Пемза DS-325 50 - - 0 680 (4692 кПа)
24 5,03 Зольная пыль 50 Известь 50 - - 1 170 (1173 кПа)
25 5,65 Шлак 50 Известь 50 - - 1 395 (2726 кПа)
26 6,36 CKD 50 Микроизмельченный цемент 50 - - 2 788 (5437 кПа)
27 6,08 CKD 80 Зола рисовой шелухи 20 - - 1 203 (1401 кПа)
28 5,42 CKD 50 Биополимер 50 - - 1 265 (1829 кПа)
29 7,34 CKD 50 Барит 50 - - 0 21 (145 кПа)
30 4,02 CKD 100 - - Латекс 2 1 164,6 (1136 кПа)
31 2,71 CKD 100 - - Резиновая мука 10 1 167,6 (1156 кПа)
32 6,15 CKD 100 - - Наноглина 2 0 102,5 (707 кПа)

[0075] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что уплотняющаяся буферная жидкость, содержащая CKD, может быть способной к уплотнению. Например, прочность при сжатии через 7-суток 1000 (6900 кПа) psi или даже выше наблюдали для конкретных образцов взвесей.

ПРИМЕР 7

[0076] Следующие серии тестов проводили для оценки времени загустевания уплотняющихся буферных жидкостей. Для этого примера определяли время загустевания для образцов жидкостей 11-32 из примера 6. Как указано ниже, составы образцов жидкостей 11-32 были такими же, как в примере 6, за исключением того, что концентрацию замедлителя схватывания цемента корректировали для конкретных образцов. Время загустевания, которое представляет собой время, необходимое для композиций для достижения 70 единиц консистенции Бердена, определяли для каждой жидкости при 230°F (110°C) в соответствии с API RP 10B-2. Результаты этого теста указаны ниже.

ТАБЛИЦА 5
Образец жидкости Вода, галл./мешок Добавка № 1 Добавка № 2 Добавка № 3 Замедлитель схватывания цемента, % по массе Время загустевания час:мин
Тип % по массе Тип % по массе Тип % по массе
11 5,72 CKD 50 Сланец 50 - - 1 11:04
12 4,91 Пемза DS-200 50 Известь 50 - - 1 0:30
13 5,88 CKD 50 Кварцевая мука 50 - - 1 3:31
14 6,05 CKD 50 Метакаолин 50 - - 1 3:13
15 5,71 CKD 50 Аморфный диоксид кремния 50 - - 1 2:15
16 5,13 CKD 50 Перлит 50 - - 1 7:30
17 5,4 CKD 50 Известь 50 - - 1 2:42
18 5,49 CKD 50 Пемза DS-200 50 - - 1 10:00
19 6,23 CKD 50 Шлак 50 - - 1 8:08
20 5,88 CKD 50 Дренажная кварцевая мука 50 - - 1 20 час+
21 6,04 CKD 50 Портландцемент, перемолотый с пемзой 50 - - 1 5:58
22 5,63 CKD 50 Зольная пыль 50 - - 1 12 час+
23 5,49 CKD 50 Пемза DS-325 50 - - 1 7:30
24 5,03 Зольная пыль 50 Известь 50 - - 1 3:32
25 5,65 Шлак 50 Известь 50 - - 1 4:05
26 6,36 CKD 50 Микроизмельченный цемент 50 - - 2 1:30
27 6,08 CKD 80 Зола рисовой шелухи 20 - - 1 30 час+
28 5,42 CKD 50 Биополимер 50 - - 1 1:35
29 7,34 CKD 50 Барит 50 - - 1 18 час+
30 4,02 CKD 100 - - Латекс 2 1 1:10
31 2,71 CKD 100 - - Резиновая мука 10 1 20 час+
32 6,15 CKD 100 - - Наноглина 2 0 54:00

[0077] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что способная к затвердеванию буферная жидкость может обладать приемлемыми периодами времени загустевания для конкретных применений.

ПРИМЕР 8

[0078] Следующие серии тестов проводили для оценки реологических свойств уплотняющихся буферных жидкостей. Для этого примера определяли реологические свойства образцов жидкостей 11-32. Реологические значения определяли с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 30, 60, 100, 200, 300 и 600 с помощью груза B1, ротора R1 и пружины 1,0. Дополнительный образец использовали для этого конкретного теста. Он представлял собой образец жидкости 33 и содержал барит и 0,5% суспендирующего средства по массе барита. Суспендирующее средство представляло собой SA™-1015, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. Воду включали в количестве, достаточном для обеспечения плотности 12,5 ppg (1498 г/л). Реологические свойства образца 33 измеряли дважды при двух различных температурах и значения для температуры усредняли для представления данных, показанных ниже. Температуру измеряли в градусах Фаренгейта. Результаты этого теста указаны ниже.

ТАБЛИЦА 6
Образец жидкости Добавка № 1 Добавка № 2 Добавка № 3 Темп. Вискозиметр, об/мин
Тип % по массе Тип % по массе Тип % по массе 300 200 100 60 30 6 3 600
11 CKD 50 Сланец 50 - - 80 29 21 14 11 9 6 5 39
12 Пемза DS~200 50 Известь 50 - - 80 24 17 9 6 5 2 1 48
13 CKD 50 Кварцевая мука 50 - - 80 16 12 8 6 5 4 3 24
14 CKD 50 Метакаолин 50 - - 80 36 28 19 15 12 9 8 64
15 CKD 50 Аморфный диоксид кремния 50 - - 80 31 24 18 14 12 10 9 49
16 CKD 50 Перлит 50 - - 80 40 34 27 23 20 15 9 61
17 CKD 50 Известь 50 - - 80 46 41 34 30 27 16 11 65
18 CKD 50 Пемза DS~200 50 - - 80 23 19 14 11 9 7 6 40
19 CKD 50 Шлак 50 - - 80 23 20 14 11 9 6 5 41
20 CKD 50 Дренажная кварцевая мука 50 - - 80 27 19 12 9 7 4 3 64
21 CKD 50 Портландцемент, перемолотый с пемзой 50 - - 80 15 10 7 5 3 2 1 18
22 CKD 50 Зольная пыль 50 - - 80 12 9 6 4 3 2 1 21
23 CKD 50 Пемза DS-325 50 - - 80 39 32 24 21 17 12 7 57
24 Зольная пыль 50 Известь 50 - - 80 12 9 6 4 3 2 2 24
25 Шлак 50 Известь 50 - - 80 15 10 5 3 2 1 1 23
26 CKD 50 Микроизмельченный цемент 50 - - 80 10 7 4 3 2 1 0 14
27 CKD 80 Зола из рисовой шелухи 20 - - 80 24 15 9 7 5 3 2 41
28 CKD 50 Биополимер 50 - - 80 175 111 53 31 15 4 3 220
29 CKD 50 Барит 50 - - 80 48 40 30 26 22 15 13 2
30 CKD 100 - - Латекс 2 80 39 28 23 19 17 15 82
31 CKD 100 - - Резиновая мука 10 80 65 56 42 40 39 30 22 105
32 CKD 100 - - Наноглина 2 80 22 18 12 10 8 6 5 37
33 Барит 100 - - SA™-1015 0,5 80 41 36,5 30,5 28 25,5 20,5 18,5 NA
33 Барит 100 - - SA™-1015 0,5 180 38 35,5 32 30 28 23,5 22 NA

[0079] Соответственно, вышеприведенный пример указывает на то, что уплотняющаяся буферная жидкость может обладать приемлемыми реологическими свойствами для конкретного применения.

ПРИМЕР 9

[0080] Следующие серии тестов проводили для дальнейшей оценки прочности при сжатии уплотняющихся буферных жидкостей. Получали десять образцов, промаркированные образцы жидкостей 34-43 в таблице ниже, обладающие плотностью 13 ppg (1558 г/л) с использованием различных концентраций добавок. Количество этих добавок в каждом образце указано в таблице ниже, где «% по массе» обозначает количество конкретного компонента по массе сухого твердого вещества, которое представляет собой CKD, портландцемент, ускоритель схватывания цемента, зольную пыль и/или известь. Сокращение «галл./мешок» в таблице ниже обозначает количество галлонов конкретного компонента на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок сухого твердого вещества.

[0081] Использованная CKD представляла собой Mountain CKD от Laramie Wyoming, за исключением образца жидкости 43, в котором использовали CKD от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma. Портландцемент, использованный в образцах жидкостей 34 и 35, представлял собой портландцемент CEMEX типа 3, от CEMEX USA. Ускоритель схватывания цемента, использованный в образце жидкости 34, представлял собой ускоритель CAL-SEAL™ от Halliburton Energy Services Inc. Ускоритель CAL-SEAL™ представляет собой гипс. Зольная пыль класса F, использованная во взвесях 37-41, происходила из Coal Creek Station. Зольная пыль класса С, использованная во взвеси 36, происходила из LaFarge North America.

[0082] После получения обеспечивали выдержку образцов жидкостей в течение двадцати четырех или сорока восьми часов в металлических цилиндрах 2” (5,1 см) на 4” (10,2 см), которые помещали в водяную баню при 160°F (71°C) для формирования затвердевших цилиндров. Для конкретных образцов отдельные цилиндры выдерживали в течение двадцати четырех часов и сорока восьми часов. Немедленно после удаления из водяной бани прочность при разрушающем сжатии определяли с использованием механического пресса в соответствии с API RP 10B-2. Результаты этого теста указаны ниже.

ТАБЛИЦА 7
Образец жидкости Вода, галл./мешок CKD, % по массе Портландцемент, % по массе Ускоритель схватывания цемента, % по массе Зольная пыль класса F, % по массе Зольная пыль класса С, % по массе Известь, % по массе Прочность при сжатии через 24 час, PSI Прочность при сжатии через 48 час, PSI
34 8,75 85 10 5 0 0 0 73,4 -
35 8,75 90 10 0 0 0 0 99,8 -
36 8,14 70 0 0 0 30 0 210 -
37 8,25 70 0 0 25 0 5 388 -
38 8,20 75 0 0 21 0 4 300 784
39 8,27 80 0 0 17,5 0 2,5 224 641
40 9,61 70 0 0 25 0 5 219 567
41 11,5 70 0 0 25 0 5 165 369
42 5,12 100 0 0 0 0 0 36,2 -
43 5,12 100 0 0 0 0 0 60,8 -

[0083] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что уплотняющаяся буферная жидкость может обладать приемлемой прочностью при сжатии для конкретных применений.

ПРИМЕР 10

[0084] Следующие серии тестов проводили для оценки развития статического напряжения сдвига геля для уплотняющихся буферных жидкостей. Получали два образца, промаркированные образцы жидкостей 44 и 45, обладающие плотностью 11 и 13,5 ppg (1318 и 1618 г/л), соответственно, с использованием различных концентраций добавок. Концентрации компонентов каждого образца были следующими:

[0085] В случае образца жидкости 44, образец содержал смесь CKD (80% по массе), зольной пыли (16% по массе) и гидратированной извести (4% по массе). Образец содержал также суспендирующее средство в количестве 0,4% по массе смеси. В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 11 ppg (1318 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma, Использованная зольная пыль представляла собой добавку к цементу POZMIX® от Halliburton Energy Services, Inc. Суспендирующее средство представляло собой SA™-1015, доступное от Halliburton Energy Services, Inc.

[0086] В случае образца жидкости 45, образец содержал смесь CKD (80% по массе), зольной пыли (16% по массе) и гидратированной извести (4% по массе). В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 13,5 ppg (1618 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc, Ada, Oklahoma. Использованная зольная пыль представляла собой добавку к цементу POZMIX® от Halliburton. Energy Services, Inc.

[0087] Статическое напряжение сдвига геля образцов измеряли в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. На фиг.1 и 2 показаны измерения статического напряжения сдвига геля для образцов жидкости 44 и 45, соответственно, в виде функции от времени. Как видно на фигурах, образцы продвигаются через время перехода, определенное как время между 100 SGS и 500 SGS, очень быстро с общим временем перехода 19 минут для образца 34 и 6 минут для образца 35. Эти короткие периоды времени перехода являются более быстрыми, чем для большинства цементных композиций.

ПРИМЕР 11

[0088] Следующие тесты проводили для оценки развития статического напряжения сдвига геля для уплотняющихся буферных жидкостей. Получали два образца, промаркированные образцы жидкостей 46 и 47, обладающие плотностью 13,002 и 10,999 ppg (1558 и 1318 г/л), соответственно, с использованием различных концентраций добавок. Концентрации компонентов каждого образца были следующими:

[0089] В случае образца жидкости 46, образец содержал смесь CKD (100% по массе), POZMIX® (50% по массе CKD), HR®-601 (1% по массе CKD), HR®-25 (PB) (0,6% по массе CKD) и D-Air 5000 (0,5% по массе CKD). В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 13,002 ppg (1558 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma. Добавка к цементу POZMIX® доступна от Halliburton Energy Services, Inc. HR®-601 представляет собой замедлитель схватывания цемента, доступный от Halliburton Energy Services, Inc. HR®-25 представляет собой замедлитель схватывания цемента, доступный от Halliburton Energy Services, Inc. D-Air 5000 представляет собой пеногаситель, доступный от Halliburton Energy Services, Inc.

[0090] В случае образца жидкости 47, образец содержал смесь CKD (100% по массе), SA-1015 (0,4% по массе CKD) и D-Air 5000 (0,5% по массе CKD). В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 10,999 ppg (1318 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma. SA™-1015 представляет собой суспендирующее вещество, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. D-Air™ 5000 представляет собой пеногаситель, доступный от Halliburton Energy Services, Inc.

[0091] Статическое напряжение сдвига геля образцов измеряли в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. В таблице 8 показаны измерения статического напряжения сдвига геля для образцов 36 и 37, соответственно.

ТАБЛИЦА 8
Образец жидкости Температура (°F) Время до достижения 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) (час:мин) Время до достижения 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) (час:мин) Различие между 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) и 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) (час:мин)
46 220 (104°C) 3:25 5:04 1:39
47 220 (104°C) 3:07 3:17 00:10

Как видно в таблице, образец жидкости 47 продвигается через время перехода, определенное как время между 100 SGS и 500 SGS, очень быстро с общим временем перехода 10 минут. Образец жидкости 46 продвигается намного медленней, занимая более часа на продвижение через время перехода. Короткое время перехода образца жидкости 47 является более быстрым, чем для большинства цементных композиций.

[0092] Следует понимать, что композиции и способы описаны в терминах «включающие», «содержащие» или «включая» различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также «состоять в основном из» или «состоять из» различных компонентов и стадий. Более того, неопределенные артикли «a» или «an», как используют в формуле изобретения, определяют в настоящем документе для обозначения одного или более одного из элементов, которые они вводят.

[0093] Для краткости, только конкретные диапазоны явно описаны в настоящем документе. Однако диапазоны от любого нижнего предела можно комбинировать с любым верхним пределом для описания диапазона, не описанного явно, так же как диапазоны от любого нижнего предела можно комбинировать с любым другим нижним пределом для описания диапазона, не описанного явно, таким же образом, диапазоны от любого верхнего предела можно комбинировать с любым другим верхним пределом для описания диапазона, не описанного явно. Кроме того, в каждом случае, когда описан диапазон числовых значений с помощью нижнего предела и верхнего предела, любое число и любой включенный диапазон, попадающие в диапазон, конкретно описаны. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от приблизительно a до приблизительно b» или, эквивалентно, «от приблизительно a до b», или, эквивалентно, «от приблизительно a-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как описывающий каждое значение и диапазон, охваченный более широким диапазоном значений, даже если они не описаны явно. Таким образом, каждая точка или индивидуальное значение может служить в качестве своего собственного нижнего или верхнего предела, скомбинированного с любой другой точкой или индивидуальным значением, или любым другим нижним или верхним пределом, для описания диапазона, не описанного явно.

[0094] Таким образом, настоящее изобретение является хорошо адаптированным, чтобы достигать упомянутых целей и преимуществ, так же как целей и преимуществ, составляющих его сущность. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и осуществлять на практике другими, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области, с использованием преимуществ объяснения в настоящем документе. Хотя описаны индивидуальные варианты осуществления, изобретение охватывает все комбинации всех этих вариантов осуществления. Более того, не предусмотрено никаких ограничений для особенностей конструкции или дизайна, показанных в настоящем документе, отличных от описанных в формуле изобретения ниже. Также, термины в формуле изобретения имеют их общепринятое, обычное значение, если иным образом явно и ясно не определено патентообладателем. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, описанные выше, можно изменять или модифицировать, и все такие варианты рассматривают в пределах объема и содержания настоящего изобретения. Если существует какое-либо противоречие в применениях слова или термина в этом описании и в одном или нескольких патенте(патентах) или других документах, содержание которых может быть приведено в настоящем документе путем ссылки, следует принимать определения, согласующиеся с этим описанием.

1. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:

разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: (i) предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, (ii) статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), (iii) предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и (iv) неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа);

использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и

обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству.

2. Способ по п. 1, где буровой раствор содержит буровой раствор на масляной основе.

3. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит цементную печную пыль.

4. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит известковую печную пыль.

5. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит печную пыль в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после буферной жидкости, где буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.

7. Способ по п. 1, дополнительно включающий выполнение проверки качества связывания для части буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины для измерения связывания уплотнившейся буферной жидкости с ветвью трубопровода в стволе скважины.

8. Способ по п. 1, где буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).

9. Способ по п. 1, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из добавки для контроля свободной воды, облегчающей добавки, пенообразующего средства, вспомогательного цементирующего материала, утяжеляющего средства любого пригодного размера, придающего вязкость средства, средства для контроля поглощения воды, материала для изоляции, добавки для контроля фильтрации, диспергирующего средства, пеногасителя, ингибитора коррозии, ингибитора образования отложений, облагораживающего пласты средства, увлажняющего поверхностно-активного вещества и любой их комбинации.

10. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.

11. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит по меньшей мере один цементирующий материал, выбранный из группы, состоящей из портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, сверхтонкого цемента, шлака, зольной пыли, золы из рисовой шелухи, пумицита, гипса и любой их комбинации.

12. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) и/или предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па.

13. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).

14. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).

15. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 8 часов или менее.

16. Способ, по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов.

17. Способ по п. 1, где уплотнившаяся часть буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.

18. Способ по п. 1, где предопределенные условия в стволе скважины включают температуру и давление.

19. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:

использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и

обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.

20. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.

21. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.

22. Способ по п. 19, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.

23. Способ по п. 22, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением времени перехода, более короткого, чем время перехода цементной композиции.

24. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.

25. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 20 минут или менее.

26. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).

27. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).

28. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов.

29. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).

30. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:

использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и

обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.

31. Способ по п. 30, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль,

32. Способ по п. 30, где уплотняющиеся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.

33. Способ по п. 30, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.

34. Способ по п. 33, где время перехода части уплотняющейся буферной жидкости является более коротким, чем время перехода цементной композиции.

35. Способ по п. 30, где время перехода части уплотняющейся буферной жидкости составляет приблизительно 20 минут или менее.

36. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).

37. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).

38. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 4 часов.

39. Способ по п. 30, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).

40. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:

введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и

обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины;

где уплотняющаяся буферная жидкость содержит воду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации; и

где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.

41. Способ по п. 40, где буровой раствор содержит буровой раствор на масляной основе.

42. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль и печная пыль содержит цементную печную пыль.

43. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль и печная пыль содержит известковую печную пыль.

44. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль и печная пыль присутствует в уплотняющейся буферной жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.

45. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит зольную пыль, шлак, пумицит, известь и/или барит.

46. Способ по п. 40, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после уплотняющейся буферной жидкости, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.

47. Способ по п. 40, где буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).

48. Способ по п. 40, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.

49. Способ по п. 40, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 20 минут или менее.

50. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:

введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины;

обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; и

измерение свойств уплотнения части уплотняющейся буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины.

51. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.

52. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит известковую печную пыль.

53. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, и где печная пыль присутствует в уплотняющейся буферной жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.

54. Способ по п. 50, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после уплотняющейся буферной жидкости, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора на масляной основе.

55. Способ по п. 50, где уплотняющиеся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).

56. Способ по п. 50, где часть уплотнившейся буферной жидкости образует связь между подземным пластом и ветвью трубопровода, расположенной в стволе скважины, или между ветвью трубопровода и более крупным каналом, расположенным в стволе скважины, и где качество связывания измеряют для связи, образованной уплотняющейся буферной жидкостью.

57. Способ по п. 50, где стадия измерения свойств уплотнения включает выполнение проверки качества связывания.

58. Способ оценки буферной жидкости для применения в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий:

предоставление буферной жидкости; и

измерение времени перехода буферной жидкости.

59. Способ по п. 58, где время перехода буферной жидкости составляет приблизительно 45 минут или менее в условиях ствола скважины.

60. Способ по п. 58, где время перехода буферной жидкости составляет приблизительно 20 минут или менее при температуре в диапазоне от приблизительно 40°F (4°C) до приблизительно 300°F (149°C) и давлении в диапазоне от приблизительно 2000 psi (13790 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).

61. Способ по п. 58, дополнительно включающий измерение прочности при сжатии буферной жидкости.

62. Способ по п. 58, дополнительно включающий: предоставление цементной композиции, измерение времени перехода цементной композиции и сравнение времени перехода цементной композиции и времени перехода буферной жидкости.

63. Способ по п. 62, где время перехода буферной жидкости является более коротким, чем время перехода цементной композиции.

64. Способ оценки буферной жидкости для применения в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий:

предоставление буферной жидкости; и

измерение времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.

65. Способ по п. 64, где время нулевого гелеобразования буферной жидкости составляет приблизительно 4 часа или менее в условиях ствола скважины.

66. Способ по п. 64, дополнительно включающий измерение прочности при сжатии буферной жидкости.

67. Способ по п. 64, дополнительно включающий:

предоставление цементной композиции, измерение времени нулевого гелеобразования цементной композиции и сравнение времени нулевого гелеобразования цементной композиции и времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.

68. Способ по п. 67, где время нулевого гелеобразования буферной жидкости является более длительным, чем время нулевого гелеобразования цементной композиции.

69. Уплотняющаяся буферная жидкость, разделяющая буровой раствор и цементную композицию в стволе скважины, содержащая:

воду; и

по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации; и

где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.

70. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, где печная пыль содержит цементную печную пыль.

71. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, где печная пыль содержит известковую печную пыль.

72. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.

73. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Настоящее изобретение относится к повышению нефтедобычи, когда углеводороды не протекают под действием естественных сил. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель из группы, состоящей из воды, соляного раствора, реликтовой воды, поверхностной воды, дистиллированной воды, воды, обогащенной углекислотой, морской воды и их сочетаний и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое реакцией алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений (ГМ) и газоконденсатных месторождений (ГКМ), в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация 50-200 г/л) и высокое содержание УВК до 50%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм. Изобретение также относится к интенсификации подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение перенаправления текучей среды для интенсификации скважины, что позволяет текучей среде избегать областей с более высокой проницаемостью в породе формации и обрабатывать области с более низкой проницаемостью с улучшением, таким образом, результатов интенсификации. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 3 пр.
Наверх