Использование метилгидроксиэтилцеллюлозы в качестве добавки к цементу

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение проскальзывания или миграции газа в ствол скважины и улучшение стабильности цементирующего раствора. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 пр., 4 табл., 2 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Изобретение относится к использованию метилгидроксиэтилцеллюлозы (МНЕС) в качестве добавки к цементным композициям. МНЕС можно использовать в качестве многоцелевой добавки для использования в предотвращении и/или регулировании проскальзывания газа, регулировки потерь жидкости, минимизации свободной воды, улучшения стабильности раствора и/или стабилизации пены.

ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Во время постройки скважины, проникающей в подземный пласт, обычно используют бурильный инструмент вращательного движения для бурения через подземный пласт для формирования ствола скважины. Как только ствол скважины выбурен, в ствол скважины спускают трубу или оболочку. Цементирующий раствор и вытесняющую жидкость, такую как буровая грязь или вода, прокачивают вниз по внутренней части трубы или оболочки и вверх по наружной части трубы или оболочки через кольцеобразное пространство между внешней стороной трубы или оболочки и ствола скважины. Затем цементирующий раствор оставляют схватываться и затвердевать.

Основной функцией процесса цементирования является блокировка движения жидкости между подземным пластом, и связывание, и поддержка оболочки. В дополнение цемент помогает защитить оболочку от коррозии, предотвращая выбросы из скважины путем быстрого закупоривания пластов, защищая оболочку от ударных перегрузок при бурении более глубоких скважин, блокируя уход бурового раствора или зоны поглощения и формируя пробку в забрасываемой скважине. Операции цементирования дополнительно обеспечивают разобщение интервалов подземного пласта и помогают предотвращать осыпание или эрозию ствола скважины. В дополнение к их использованию в нефтегазовых скважинах цементирующие растворы можно использовать для цементирования труб или оболочек внутри геотермальных скважин, водяных скважин, нагнетательных скважин, скважин для захоронения отходов и скважин для хранения.

В дополнение к селективному изолированию отдельных зон ствола скважины от других зон ствола скважины цементирующие растворы можно дополнительно использовать для других целей. Например, цементы можно использовать в восстановительных операциях для ремонта оболочки и/или для достижения изоляции пласта, так же как и в закупоривании перфораций, ремонта протечки(ек) оболочки (включая протечки от поврежденных зон оболочки), затыкания или закупоривания нижней части ствола скважины и т.д.

Цементирующие растворы для использования в таких применениях содержат гидравлически активные цементы, которые схватываются и развивают прочность на сжатие из-за реакции гидратации. Физические свойства схватившегося цемента относятся к аморфной в рентгеновских лучах структуре гидратов силикатов кальция, образованных во время гидратации. Например, обычные портландцементы образуют взаимосвязанные сети, например, силиката трикальция, силиката дикальция, гидратов алюмоферрита тетракальция с вкраплениями кристаллов сульфата кальция и гидроксида кальция. Эти кристаллы взаимно соединяются, образуя взаимосвязанную структуру, которая обеспечивает и прочность на изгиб, и определенную упругость.

Проскальзывание газа в цементной композиции представляет собой обычную проблему в нефтегазовой промышленности. Когда цементный раствор сначала помещают в кольцевое пространство нефтяной или газовой скважины, он представляет собой гидравлическую жидкость, которая оказывает гидростатическое давление на стороны скважины. Изначально гидростатическое давление цементной композиции является достаточно большим, чтобы удерживать газы, которые обычно присутствуют в месте нахождения резервуара. Но по мере того как раствор цементной композиции схватывается, он проходит через переходное состояние, меняясь от жидкого к твердому. Во время этого переходного состояния цементная композиция оказывает все меньше и меньше гидростатического давления на скважину. Именно в этом переходном состоянии цементная композиция является восприимчивой к вхождению газа из пласта в цементное кольцо. Вхождение газа в цементное кольцо создает проходы, заполненные газом. По мере того как цемент затвердевает, проходы становятся каналами в затвердевшей цементной композиции. Проскальзывание газа в цементной композиции ослабляет структуру.

Другой обычной проблемой в цементировании скважин является потеря жидкости из цементирующего раствора в пористые зоны низкого давления в пласте, окружающие кольцо скважины. Потеря жидкости (жидкости и/или газа) является нежелательной, так как она может привести к обезвоживанию цементирующего раствора. В дополнение она может вызвать образование толстых фильтрационных коржей из твердых веществ цемента. Такие фильтрационные коржи могут закупорить ствол скважины. В дополнение потеря жидкости может повредить чувствительные пласты. Следовательно, желательным является минимальная потеря жидкости с целью обеспечения лучшего разобщения интервалов и минимизации повреждения пласта вторжением флюида.

Регулирование газа в облегченных цементах, особенно при низких температурах, также являлось промышленной проблемой в течение ряда лет, так как системы добавок, которые обычно используют или применяют, лучше подходят для более тяжелых или более высокоплотных цементов.

Обычные добавки, используемые для регулирования потерь жидкости и миграции газа из раствора в пористый проницаемый пласт, включают в себя гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (СМНЕС), акриламидометилпропансульфоновую кислоту (AMPS), полиэтиленимины, стирол-бутадиеновые каучуковые латексы и поливиниловый спирт. В дополнение, в комбинации с такими добавками можно использовать добавки микрочастиц, такие как кварцевая пыль, для того, чтобы сделать цементную композицию менее проницаемой. Такие материалы действуют лучше всего, однако, в цементных композициях, которые имеют высокую плотность цемента и низкое соотношение вода-цемент. Чем ниже плотность цемента и чем выше соотношение вода-цемент, тем больше количество водорастворимых или пленкообразующих добавок, которые требуются для снижения миграции газа до приемлемого уровня и поддержания проскальзывания газа на минимуме. Следовательно, чем ниже плотность цемента, тем большее количество традиционных добавок требуется. Это количество увеличивается до момента, когда оно является нерентабельным для цементных композиций с более низкой плотностью.

Следовательно, изыскивались альтернативные добавки для регулирования потерь жидкости и миграции газа.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Метилэтилгидроксицеллюлозу (МНЕС) можно использовать для цементирования скважин, включая нефтяные, газовые, водяные, нагнетательные, отходные, скважины для хранения и геотермальные. Использование МНЕС в цементных растворах предотвращает и/или снижает возникновение проскальзывания газа. В дополнение, МНЕС регулирует потери жидкости, минимизирует свободную жидкость, улучшает стабильность скважины и стабилизирует пену.

В варианте осуществления МНЕС используют в цементных растворах как средство регулировки газа.

В одном варианте осуществления МНЕС используют в цементных растворах как средство регулировки свободной жидкости или модифицирующее средство для цементирующих растворов низкой плотности.

В другом варианте осуществления МНЕС используют в цементных растворах как стабилизатор пены.

В другом варианте осуществления МНЕС используют в цементных растворах для уменьшения воздействия времен загустевания в растворе.

В другом варианте осуществления МНЕС используют в цементных растворах для придания различных эффектов и, таким образом, она служит в качестве многоцелевой добавки. Сама по себе МНЕС может заменить несколько добавок, обычно присутствующих в цементных растворах. Оптимальное помещение цементирующего раствора в ствол скважины можно таким образом совершать при помощи использования в цементном растворе многоцелевой добавки, такой, как МНЕС.

МНЕС можно добавлять в цементный раствор в сухой форме, в сухой форме, суспендированной в жидкостях-носителях на нефтяной основе, или в сухой форме, смешанной со средой на водной основе.

Использование МНЕС в цементных растворах обеспечивает экономически целесообразное построение цементных систем, уменьшает возможные несовместимости между комбинациями добавок в цементном растворе и упрощает операции в полевых условиях.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для того чтобы более полно понять чертежи, к которым имеются отсылки в подробном описании, представлено краткое описание каждого чертежа, где:

Фиг. 1 представляет собой график, показывающий результат испытания газовой модели для цементирующего раствора, содержащего метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС); и

Фиг. 2 представляет собой график, показывающий результат испытания газовой модели для цементирующего раствора, содержащего гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС).

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

МНЕС можно использовать в цементной смеси (1) для предотвращения проскальзывания газа и/или миграции газа во время цементирования скважины; (2) для модификатора - уменьшителя плотности; (3) для регулировки потерь жидкости; (4) для минимизации или ограничения свободной жидкости и улучшения стабильности раствора и/или (5) для стабилизации пены внутри цементного раствора. Например, было обнаружено, что МНЕС регулирует проскальзывание газа, минимизирует свободную жидкость, улучшает стабильность раствора и стабилизирует пену при температурах вплоть до примерно 82,22°С (180°F).

Цементирующие растворы могут иметь плотность меньше или равную 2,04 г/см3 (17 фунтов на галлон (ppg)) и обычно меньше или равную 1,80 (15,0). В другом варианте осуществления цементный раствор может представлять собой раствор сверхнизкой плотности, обычно варьирующийся от 1,56 г/см3 (13,0 ppg) до 0,72 г/см3 (6,0 ppg) или менее.

Проскальзывание газа происходит тогда, когда гидростатическое давление, оказываемое цементным столбом, убывает до давления ниже порового давления нефте- или газоносного резервуара. Убывание давления внутри цементного столба происходит из-за потерь объема в цементе из-за гидратации и от потерь жидкости в проницаемый слой. Эти эффекты служат причиной того, что цемент является самоподдерживающимся и, следовательно, неспособным передавать полное гидростатическое давление жидкости. Миграция газа может серьезно нарушить гидравлическую целостность цементного кольца и может вызвать проблемы по безопасности на поверхности из-за недостатка разобщения интервалов. Проскальзывание газа снижают и/или минимизируют путем использования МНЕС в цементной смеси.

Так как миграция газа внутри ствола скважины может происходить в различных условиях скважинного давления, было обнаружено, что плотность цементного раствора можно снизить с использованием МНЕС. Снижение плотности цементного раствора часто требуется с целью поместить раствор в скважину без превышения давления разрыва пласта. МНЕС в цементной смеси может, таким образом, функционировать как модификатор цемента и добавка для снижения плотности раствора, таким образом, делая возможным использование раствора с меньшей плотностью. МНЕС делает возможным добавление воды без нарушения стабильности и свободного управления флюидом в системе.

МНЕС дополнительно регулирует потерю жидкости, что является важным в регулировании вязкости и времени загустевания цементной композиции. Жидкость может теряться из цементных композиций, когда фильтрат цементного раствора, жидкая фаза цементной композиции, просачивается в проницаемые стены пласта. Когда фильтрат цементного раствора перемещается в проницаемые стены, на стене осаждается слой твердых веществ. При перепаде давления цементные растворы теряют фильтрат в проницаемые пласты. Потеря фильтрата из раствора может повлиять на способность помещения цемента из-за дегидратации и последующего увеличения вязкости раствора. Потеря жидкости, либо вовнутрь из-за гидратации, либо вовне из-за потери жидкости, снижает способность цемента передавать полное гидростатическое давление в точке, где цемент становится самоподдерживающимся и неспособным регулировать поровое давление пласта. Когда это происходит, цемент является восприимчивым к движению газа или других жидкостей в кольцо между оболочкой и пластом.

МНЕС в растворе минимизирует свободную жидкость, что улучшает стабильность раствора. Свободная жидкость представляет собой воду, которая отделяется от цементной композиции после того, как ее поместили в ствол скважины. Свободная жидкость обладает тенденцией к миграции вверх внутри цементного столба, так как свободная жидкость является менее плотной, чем частицы в цементной композиции. Минимизация свободной жидкости в цементной композиции делает плотность вверху столба цементной композиции равной таковой или близкой к таковой внизу столба, так что столб является гомогенным, в то время как свободная жидкость делает столб цементной композиции легким сверху и очень тяжелым снизу.

Прорыв плавающей сверху воды представляет собой свободную жидкость, которая прорвалась из цементного раствора. Регулирование плавающей сверху воды раствора при помощи МНЕС, таким образом, ограничивает возможные пути проникновения пластовых флюидов через цементное кольцо и вызывание проскальзывания, особенно при отличающихся условиях.

Присутствие МНЕС в кашице может дополнительно функционировать в качестве стабилизатора, когда в цемент вводят вспенивающее средство и газ, такой как азот. Такие газы иногда добавляют в цементную композицию, содержащую поверхностно-активное вещество или вспенивающее средство для создания пены, которая дополнительно снижает плотность системы. Образованная пена по сути своей представляет набор пузырьков в непосредственной близости друг с другом. Эти материалы имеют тенденцию являться нестабильными и коалесцировать в гораздо большие пузырьки и, в конце концов, прорываться. МНЕС стабилизирует пену, поддерживая пузырьки пены примерно на одном и том же диаметре и делая гораздо более гомогенную пену.

Цементирующие материалы, пригодные для использования в цементирующем растворе, включают в себя материалы с гидравлическими свойствами, такие как гидравлический цемент, шлак и смеси гидравлического цемента и шлака (шлакоцемент), которые являются хорошо известными в уровне техники. Термин “гидравлический цемент” относится к любому неорганическому цементу, который затвердевает или схватывается из-за гидратации. В том виде как он используется в настоящем описании, термин “гидравлически активный” относится к свойствам цементирующего материала, которые дают возможность материалу схватиться по типу гидравлического цемента, с дополнительной активацией или без нее. Гидравлически активные цементирующие материалы могут также содержать малые количества модификаторов, таких как бентонит, гильсонит и цементирующие материалы, используемые либо без какого-либо заметного количества песка или соединяющего материала, либо смешанные с гранулированным наполняющим материалом, таким как песок, измельченный известняк и им подобными. Можно также использовать и усилители прочности, такие как кварцевая пыль или кварцевая мука. Гидравлические цементы, например, включают в себя портландцементы, глиноземистые цементы, пуццолановые цементы, цементы с добавкой золы-уноса и им подобные. Так, например, любые из цементов для нефтяных скважин класса “A-H”, как перечислено в API Spec 10 (1st ed., 1982) представляют собой пригодные гидравлические цементы. В дополнение, цементирующий материал может включать в себя кварцевую пыль/кварцевую муку и/или утяжеляющие присадки, включающие гематит или барит.

С сухой цементной композицией используют воду для замеса для получения жидкого перекачиваемого раствора подходящей консистенции. В API Spec 10, Second Edition, June 1984, которая является известной в цементной промышленности, описывается пригодное устройство и способ измерения консистенции цементных растворов в единицах консистенции Бердена (Вс). Перекачиваемый раствор иметь величину в диапазоне от примерно 2-20 Вс и, предпочтительно, находиться в диапазоне от примерно 5 до 11 Вс. Растворы, менее вязкие чем примерно 5 Вс, будут иметь тенденцию обладать большим оседанием частиц и генерацией свободной жидкости. Растворы, более вязкие чем примерно 20 Вс, становится все более трудно замешивать и перекачивать.

В зависимости от конкретного раствора и предполагаемых условий использования воду для замеса используют в растворе по настоящему изобретению в диапазоне от примерно 30 до 150 процентов по массе, считая на сухую массу цемента, и, предпочтительно, в диапазоне от примерно 35 до 90 процентов по массе.

Цементирующий раствор по изобретению может дополнительно содержать обычные добавки, используемые в цементировании ствола скважины газовой или нефтяной скважины, такие как суспендирующие или тиксотропные средства, снижающие прочность добавки, уплотняющие добавки, утяжелители и противоосаждающие средства и т.д.

Комбинация раствора и МНЕС дает раствор, проявляющий низкую потерю жидкости, минимальную свободную жидкость, отличную сплошную опору, и неожиданное регулирование миграции газа. Низкая потеря жидкости достигается путем установления фильтрационного коржа низкой проницаемости в присутствии перепада давления против проницаемой среды. Низкая потеря жидкости для облегченного цемента составляет меньше чем 500 см3 за 30 минут при использовании испытания на потерю жидкости по API. Низкая потеря жидкости для цемента, имеющего плотность больше, чем 1,68 г/см3 (14 фунтов на галлон), составляет меньше чем 50 см3 за 30 минут при использовании испытания на потерю жидкости по API.

Определение количества МНЕС для добавления в цементный раствор для создания герметичной конструкции, описанной в настоящем описании, может быть основано на параметрах конкретной скважины, таких как температура и давление. В варианте осуществления в растворе используют от примерно 0,05 до примерно 1,50 процентов MHEC по массе цемента (BWOC).

Предпочтительное количество МНЕС можно определить для конкретных параметров температуры и давления конкретной скважины путем проведения ряда испытаний, описанных и включенных в настоящее описание путем ссылки. Сначала для изготовления герметичных конструкций с использованием многоцелевой добавки по этому изобретению является необходимым добавить достаточное количество добавки для снижения потерь жидкости API до уровня ниже скорости примерно 500 см3/30 минут для композиции облегченного цемента или примерно до 50 см3/30 минут для композиции утяжеленного цемента. Испытание для определения потерь жидкости API можно найти в API Recommended Practice 10B, Twenty-Second Edition, December 1997, и оно является включенным в настоящее описание путем ссылки.

Достаточное количество МНЕС также желательно добавлять для минимизации содержания свободной жидкости в герметичной конструкции до уровня примерно ниже 0,2 мл. Испытание для определения содержания свободной жидкости в цементе можно найти в API Recommended Practice 10B, Twenty-Second Edition, December 1997, и оно является включенным в настоящее описание путем ссылки. Является необходимым добавить достаточное количество добавки, так чтобы герметичная конструкция обладала минимальным осаждением. Испытание для определения седиментации можно найти в API Recommended Practice 10B, Twenty-Second Edition, December 1997, и оно является включенным в настоящее описание путем ссылки. Для герметичных конструкций максимальная желательная разница плотностей между верхним образцом и нижним образцом не должна превышать 0,024 г/см3 (0,2 фунтов на галлон), как описано в API Recommended Practice 10B, Twenty-Second Edition, December 1997. Как только установлено, что определенное количество добавки приведет к: уровню потерь жидкости API приблизительно со скоростью 500 см3/30 минут; содержанию свободной жидкости в герметичной конструкции ниже приблизительно 0,2 мл и минимальному осаждению, можно проводить испытания модели газовых потоков, как описано в настоящем описании, для определения потерь жидкости, времени перехода и проницаемости сопротивлению вторжениям газа.

Раствор может дополнительно содержать замедлитель схватывания с целью замедлить время схватывания цементной композиции. Такие замедлители схватывания являются особенно пригодными, когда на цементную композицию воздействуют высокие подземные температуры. В дополнение к способности замедлять время схватывания, замедлитель схватывания также функционирует для увеличения времени, когда цементная композиция остается перекачиваемой после того, как цементную композицию замешали и поместили в скважину. Когда он присутствует, замедлитель схватывания может присутствовать в количестве между от примерно 0,1 до примерно 5 процентов BWOC. Подходящие замедлители схватывания включают в себя глюкогептонаты, такие как глюкогептонат натрия, глюкогептонат кальция и глюкогептонат магния; лигнинсульфонаты, такие как лигносульфонат натрия и лигносульфонат кальция-натрия; глюконаты глюконовой кислоты, такие как глюконат натрия, глюконат кальция и глюконат кальция-натрия; фосфонаты, такие как натриевая соль ЭДТА-фосфоновой кислоты; сахара, такие как сахароза; гидроксикарбоновые кислоты, такие как лимонная кислота; им подобные, так же как и их смеси.

МНЕС (и, необязательно, цементирующие добавки) можно добавлять в цементные композиции любыми способами, известными среднему специалисту в данной области техники. Одним предпочтительным способом добавления добавки в цемент является таковой при помощи систем жидких добавок. Добавки на водной и на нефтяной основе можно добавлять в цементные композиции путем закачивания или помещения добавки в мерные резервуары на цементационной установке. Можно позволить добавке упасть в воду для замеса, диспергироваться и затем использовать для замешивания цемента. Другим предпочтительным способом является добавление добавок по этому изобретению в сухой форме путем сухого их смешивания с цементом на фабрике сухого цемента. Смесь сухого цемента и добавки можно затем использовать для формирования раствора.

МНЕС, в первую очередь, отличается от других обычно используемых добавок, так как она контролирует затрубный газ. Ее можно использовать одинаково хорошо как добавку для снижения потерь жидкости или как модификатор. Например, МНЕС можно использовать в качестве снижающего плотность модификатора, так как она позволяет использовать большее количество воды, таким образом, снижая плотность цементной композиции. Дополнительно, МНЕС можно хорошо использовать для регулировки потерь жидкости цементной композиции, что является интегральной частью любого феномена или процесса регулировки миграции газа внутри композиции цементного раствора. Так как МНЕС минимизирует свободную жидкость и улучшает стабильность раствора (важные параметры в борьбе с миграцией газа), она является особенно полезной в качестве многоцелевого цемента. Все ее многочисленные функции делают вклад в способность регулировать миграцию газа. Добавление модификаторов, добавок для снижения потерь жидкости и добавок регулировки свободной жидкости по отдельности не требуется при использовании МНЕС в цементной смеси.

Следующие примеры являются иллюстративными для некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения. Другие варианты осуществления из объема формулы изобретения буду очевидны специалистам в данной области техники из рассмотрения описания, приведенного в данном документе. Подразумевается, что описание вместе с примерами будет использоваться лишь как примерное; при этом объем и сущность изобретения указаны последующими пунктами формулы изобретения.

Все процентные доли, приведенные в примерах, даны в размерностях массовых долей, если не указано иначе.

ПРИМЕРЫ

Примеры 1-13. Цементирующие растворы желаемой плотности приготавливали путем замешивания чистого портландцемента Joppa Class H, необязательно смешанного с золой-уносом, со свежей водопроводной водой при комнатной температуре. К раствору добавляли метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и, необязательно, лигносульфонат натрия (SLS) в качестве замедлителя схватывания (приготавливали также сравнительные растворы с использованием НЕС от одного из трех поставщиков вместо МНЕС). Содержание свободной жидкости в растворах определяли в соответствии с процедурами API Recommended Practice 10B-2, First Edition, July 2005. Количество потерь жидкости определяли при заданной температуре в соответствии с процедурами API Recommended Practice 10B, Twenty-Second Edition, December 1997, включенной в настоящее описание путем ссылки. Стандартные показания вязкости API снимали вискозиметром Fann 35 при 48,89°С (120°F), 71,11°C (160°F) или 170°С. Результаты сведены в таблицу 1.

Таблица 1
Пример № Плотность, г/см3 (ppg) Цемент Добавка, BWOC SLS, BWOC Температура, °С (°F) Свободная жидкость, мл Потеря жидкости, см3/30 мин Реологические свойства 300/200/100/6/3 @ °C (°F)
1 1,97 (16,4) Joppa H МНЕС, 0,3 37,78 (100) 0 146
2 (сравн. пример) 1,97 (16,4) Joppa H НЕС-1, 0,3 37,78 (100) 0 245
3 1,51 (12,6) Joppa H МНЕС, 1,0 48,89 (120) 0 28 147/110/68/8/4 @ 48,89 (120)
4 (сравн. пример) 1,51 (12,6) Joppa H НЕС-1, 1,0 48,89 (120) ~100 268 20/13/9/1/1 @ 48,89 (120)
5 (сравн. пример) 1,51 (12,6) Joppa H НЕС-2, 1,0 48,89 (120) 0 132 216/184/141/30/21 @ 48,89 (120)
6 (сравн. пример) 1,51 (12,6) Joppa H НЕС-3, 1,0 48,89 (120) 0 74 187/162/125/25/17 @ 48,89 (120)
7 1,51 (12,6) 50/50 FA/H (об.) МНЕС, 1,0 71,1 (160) Небольшие следы 22 133/105/72/25/22 @ 71,1 (160)
8 (сравн. пример) 1,51 (12,6) 50/50 FA/H (об.) НЕС-1, 1,0 71,1 (160) 4 503 47/37/25/9/8 @ 71,1 (160)

9 (сравн. пример) 1,51 (12,6) 50/50 FA/H (об.) НЕС-2, 1,0 71,1 (160) 0 150 253/205/144/31/24 @ 71,1 (160)
10 (сравн. пример) 1,51 (12,6) 50/50 F/H (об.) НЕС-3, 1,00 71,1 (160) 0 106 250/205/146/30/22 @ 71,1 (160)
11 1,74 (14,5) 50/50 FA/H (об.) МНЕС, 0,4 0,3 76,67 (170) 0 60 192/148/105/61/50 @76,67 (170)
12 (сравн. пример) 1,74 (14,5) 50/50 FA/H (об.) НЕС-1, 0,4 0,3 76,67 (170) ~50 418 30/22/15/1/1 @ 76,67 (170)
13 (сравн. пример) 1,74 (14,5) 50/50 FA/H (об.) НЕС-3, 0,4 0,3 76,67 (170) следы 195 254/197/128/20/13 @ 76,67 (170)

Таблица 1 показывает, что улучшенные результаты получали, когда в цементных растворах использовали МНЕС. В частности, Таблица 1 устанавливает меньшую потерю жидкости у цементного раствора, содержащего МНЕС по сравнению с цементным раствором, содержащим НЕС, с минимальной свободной жидкостью.

Примеры 14-16. Цементирующие растворы с плотностью 1,87 г/см3 (15,6 ppg) приготавливали путем смешивания 50/50 (об.) золы уноса/цементной смеси Joppa Н со свежей водопроводной водой при комнатной температуре. К раствору добавляли 0,2% BWOC полинафталинсульфонатной диспергирующей добавки (доступной на рынке как CD-32 от Baker Hughes Incorporated) и 0,75 литра (0,2 галлона) на мешок (gps) вспенивающего средства - аммониевой соли этоксилированного сульфата спирта, доступного на рынке как FAW-20 от Baker Hughes Incorporated. Дополнительно к одному из растворов добавляли 0,2% BWOC MHEC, а к другому раствору добавляли 0,2% BWOC HEC. Стабильность пены определяли, начиная с плотности 1,87 г/см3 (15,6 ppg), и вспенивали до 1,39 г/см3 (11,6 ppg). Результаты показаны в таблице II. Дополнительно плотность отвердевшего цемента определяли в водной пипетке ВР при 48,89°С (120°F), и результаты приведены в Таблице III ниже. Испытания проводили в соответствии с протоколом, приведенным в API Recommended Practice 10B-2 и ISO-10426-2.

Таблица II
Испытание на стабильность пены, № Добавка, BWOC Температура, °С (°F) Стабильна ли пена при 1,39 г/см3 (11,6 ppg)? Гомогенная плотность в соответствии с водно-пипеточным анализом ВР?
14 CD-32, 0,2% FAW-20 0,75 л (0,2 гал.)/мешок 48,89 (120) Нет Нет
15 НЕС-1
CD-32, 0,2% FAW-20 0,75 л (0,2 гал.)/мешок
48,89 (120) Нет Нет
16 МНЕС 0,2%
CD-32, 0,2% FAW-20 0,75 л (0,2 гал.)/мешок
48,89 (120) Да Да

Таблица III
14 15 16
Верх 9 >8,34 12
8 >8,34 9,7 12
7 >8,34 10,2 12
6 >8,34 12,9 12,2
5 8,6 13,6 12,3
4 8,9 15,3 12,3
3 11,9 15,4 12,3
2 14,8 15,4 12,4
Низ 1 16,3 15,3 12,3

Примеры 16-17. Цементирующие растворы с плотностью 1,8 г/см3 (15,0 ppg) приготавливали путем смешивания 50/50 (об.) золы уноса/цементной смеси Joppa Н со свежей водопроводной водой при комнатной температуре. К одному раствору добавляли метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС), а ко второму раствору добавляли гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС). К одному из растворов дополнительно добавляли лигносульфонат натрия (SLS) в качестве замедлителя схватывания, в соответствии с таблицей IV ниже.

Таблица IV
Пример № MHEC, BWOC YTC, BWOC SLS, BWOC Количество воды, л/мешок (gps)
16 0,4 - 0,1 16,98 (4,487)
Сравн. Пример 17 - 0,8 - 17,17 (4,536)

Объем газа и поровое давление в цементирующих растворах определяли в течение увеличенного периода времени. Таковые определяли при помощи модели GasFlow, которую использовали для эмуляции конструкции скважины, где цементированное кольцо находится между газоносным песком под давлением и проницаемой зоной низкого давления (В обычной конструкции скважины, где цементирующий раствор находится между оболочкой и пластом, цемент подвергается воздействию высокопроницаемой газовой зоны и проницаемой зоны более низкого давления. Гидростатическое давление на несхватившийся цемент предотвращает возникновение прорыва газа. Во время гидратации цемента гидростатическое давление сбрасывается, и поровое давление цемента может упасть ниже давления газового резервуара и дать возможность газу прорваться в цементный столб. Газ может проникнуть на поверхность скважины или в другую проницаемую зону более низкого давления). Цилиндр из нержавеющей стали с внешним диаметром 76,2 мм (3 дюйма) и длиной 254 мм (10 дюймов) содержал цементирующий раствор. Регулятор обратного давления, присоединенный к донному узлу, представлял проницаемую зону более низкого давления. Верхняя часть цилиндра состояла из верхнего узла, представляющего возможность приложения давления к верхней части клапана, симулирующего гидростатическое давление. Также подвижный клапан, оборудованный сеткой в 44 микрона (325 меш) или ядром, представлял пласт высокого давления. Модель GasFlow является доступной на рынке от Baker Hughes Incorporated под номером изделия 51030-2. Поровое давление и массовый расход газа при температуре раствора при 65,56°С (150°F) определяли в течение периода времени, и они показаны на графиках, приведенных на Фиг. 1 (раствор из примера 16) и Фиг. 2 (раствор из сравнительного примера 17), где объем газа представляет собой количество газа, которое входит в ячейку, вытесняя фильтрат. Для того чтобы испытание прошло успешно, этот объем должен быть меньше объема фильтрата. Поровое давление цемента представляет собой давление, зафиксированное датчиком, расположенным сбоку испытательной ячейки. По мере того как цемент схватывается, поровое давление цемента падает. Если происходит сообщение газа через цементный столб, поровое давление цемента будет возрастать после первоначального падения. Непрерывно падающее поровое давление указывает на нулевой поток газа через цементный столб. Следовательно, Фигуры показывают регулирование миграции газа в растворе, содержащем МНЕС, по сравнению с НЕС.

Из вышеприведенного будет видно, что можно осуществить различные вариации и модификации без выхода за пределы истинных сущности и объема новых концепций изобретения. Подразумевается, что описание вместе с примерами будет считаться лишь примерным, при этом сущность и объем изобретения определяются пунктами формулы изобретения, приведенной ниже.

1. Способ цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя:

(а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg); и

(b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу, при этом

количество МНЕС в цементирующем растворе таково, что во время цементирования снижается или предотвращается проскальзывание или миграция газа в ствол скважины и улучшается стабильность цементирующего раствора.

2. Способ по п.1, в котором плотность цементирующего раствора меньше или равна примерно 1,56 г/см3 (13,0 ppg).

3. Способ по п.1, в котором количество потерь жидкости цементирующего раствора составляет меньше чем примерно 500 см3/30 мин, API Spec., 10b.

4. Способ по п.1, в котором количество содержания свободной жидкости в цементирующем растворе меньше или равно примерно 0,2 мл, API Spec., 10b.

5. Способ по п.1, в котором МНЕС суспендируют в нефти перед вводом МНЕС в цементирующий раствор.

6. Способ по п.1, в котором цементирующий раствор дополнительно содержит замедлитель схватывания.

7. Способ цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя:

(а) приготовление цементирующего раствора путем добавления метилгидроксиэтилцеллюлозы (МНЕС) в раствор, содержащий воду и цемент, при этом MHEC добавляют в раствор в сухой форме, в сухой форме, суспендированной в носителе на нефтяной основе, или в сухой форме, смешанной со средой на водной основе, при этом количество MHEC в цементирующем растворе находится в интервале от примерно 0,05 до примерно 1,50 процентов по массе цемента и при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg);

(b) ввод указанного цементирующего раствора в газовую скважину; и

(с) снижение или предотвращение возникновения проскальзывания или миграции газа в ствол скважины во время цементирования за счет присутствия MHEC в цементирующем растворе, при этом количество потерь жидкости цементирующего раствора во время цементирования составляет меньше чем примерно 500 см3/30 мин, API Spec., 10b.

8. Способ по п.7, в котором количество содержания свободной жидкости в цементирующем растворе во время цементирования меньше или равно примерно 0,2 мл, API Spec., 10b.

9. Способ по п.7, в котором плотность цементирующего раствора меньше или равна примерно 1,56 г/см3 (13,0 ppg).

10. Способ по п.7, в котором цемент в цементирующем растворе представляет собой портландцемент.

11. Способ цементирования внутри газовой скважины и регулировки проскальзывания газа и потерь жидкости во время цементирования, включающий:

перекачивание насосом в скважину цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент, вспенивающее средство и добавку для регулирования потерь жидкости и миграции газа во время цементирования, при этом добавка состоит, по существу, из MHEC, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg);

предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу,

стабилизация пены, созданной в процессе цементирования скважины с помощью MHEC, содержащейся в цементирующем растворе.

12. Способ по п.11, в котором количество МНЕС в цементирующем растворе находится в интервале от примерно 0,05 до примерно 1,50 процентов по массе цемента.

13. Способ по п.11, в котором вспенивающим средством является азот.

14. Способ по п.11, в котором цементирующий раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество.

15. Способ снижения возникновения проскальзывания газа во время цементирования газовой скважины, который включает в себя (i) приготовление цементирующего раствора путем добавления метилгидроксиэтилцеллюлозы (МНЕС) в раствор, содержащий воду и цемент, при этом MHEC добавляют в раствор в сухой форме, суспендированной в носителе на нефтяной основе или в сухой форме, смешанной со средой на водной основе, при этом цементирующий раствор характеризуется консистенцией, выраженной в единицах консистенции Бердена, находящейся в интервале от 5 до 11, и при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (ii) перекачивание насосом указанного цементирующего раствора в скважину, при этом проскальзывание газа снижается в ходе цементирования скважины вследствие присутствия MHEC.

16. Способ по п.15, в котором количество МНЕС в цементирующем растворе находится в интервале от примерно 0,05 до примерно 1,50 процентов по массе цемента.

17. Способ по п.15, в котором потери жидкости цементирующего раствора во время цементирования составляют меньше чем 500 см3/30 минут, API Spec., 10b.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Настоящее изобретение относится к модифицированному проппанту и его применению при гидравлическом разрыве подземного пласта. Модифицированный проппант содержит частицу субстрата проппанта, покрытую гидрогелем полимера, где указанная частица содержит покрытый смолой проппант и усилитель адгезии, скрепляющий их.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).

Изобретение относится к области получения и применения композиций гидрофобизирующих агентов и стабилизаторов в продуктах на основе композиционных лигноцеллюлозных материалов.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 гсм3 до 1,74 гсм3, и предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение проскальзывания или миграции газа в ствол скважины и улучшение стабильности цементирующего раствора. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 пр., 4 табл., 2 ил.

Наверх