RU2733554C1 - Модификаторы вязкости и способы их применения - Google Patents
Модификаторы вязкости и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733554C1 RU2733554C1 RU2019131846A RU2019131846A RU2733554C1 RU 2733554 C1 RU2733554 C1 RU 2733554C1 RU 2019131846 A RU2019131846 A RU 2019131846A RU 2019131846 A RU2019131846 A RU 2019131846A RU 2733554 C1 RU2733554 C1 RU 2733554C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- wellbore
- inorganic salt
- calcined
- cement slurry
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 title abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 100
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 56
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 40
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 239000012802 nanoclay Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 19
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 14
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 claims abstract description 13
- ZFXVRMSLJDYJCH-UHFFFAOYSA-N calcium magnesium Chemical compound [Mg].[Ca] ZFXVRMSLJDYJCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 claims abstract description 12
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 36
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 claims description 8
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- IPGANOYOHAODGA-UHFFFAOYSA-N dilithium;dimagnesium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Li+].[Li+].[Mg+2].[Mg+2].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O IPGANOYOHAODGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 19
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 235000012245 magnesium oxide Nutrition 0.000 description 36
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 19
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 13
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- -1 bivalent Substances 0.000 description 9
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 9
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 description 8
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 2
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 description 2
- ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Mg+2].[Si+4] ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004132 Calcium polyphosphate Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 241000871495 Heeria argentea Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RJDOZRNNYVAULJ-UHFFFAOYSA-L [O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[F-].[F-].[Mg++].[Mg++].[Mg++].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[F-].[F-].[Mg++].[Mg++].[Mg++].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] RJDOZRNNYVAULJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019827 calcium polyphosphate Nutrition 0.000 description 1
- YLUIKWVQCKSMCF-UHFFFAOYSA-N calcium;magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Mg+2].[Ca+2] YLUIKWVQCKSMCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012046 mixed solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011044 quartzite Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/02—Granular materials, e.g. microballoons
- C04B14/04—Silica-rich materials; Silicates
- C04B14/10—Clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/02—Granular materials, e.g. microballoons
- C04B14/04—Silica-rich materials; Silicates
- C04B14/22—Glass ; Devitrified glass
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/0013—Boron compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/06—Oxides, Hydroxides
- C04B22/062—Oxides, Hydroxides of the alkali or alkaline-earth metals
- C04B22/064—Oxides, Hydroxides of the alkali or alkaline-earth metals of the alkaline-earth metals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/06—Oxides, Hydroxides
- C04B22/066—Magnesia; Magnesium hydroxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/08—Acids or salts thereof
- C04B22/16—Acids or salts thereof containing phosphorus in the anion, e.g. phosphates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/001—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing unburned clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/10—Lime cements or magnesium oxide cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/10—Lime cements or magnesium oxide cements
- C04B28/105—Magnesium oxide or magnesium carbonate cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/24—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing alkyl, ammonium or metal silicates; containing silica sols
- C04B28/26—Silicates of the alkali metals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/34—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing cold phosphate binders
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/00008—Obtaining or using nanotechnology related materials
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям для обработки скважины, содержащим модификаторы вязкости, и способам использования таких композиций в скважинных операциях. Способ цементирования ствола скважины, включает: закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего: водный носитель, поддающуюся набуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и обеспечение схватывания цементного раствора. Причем твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в цементном растворе в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя. Также описан способ вытеснения бурового раствора из ствола скважины. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[1] Данное изобретение относится к композициям для обработки скважины, содержащим модификаторы вязкости, и способам использования таких композиций в скважинных операциях.
[2] Композиции для обработки скважины используют в различных целях, например, для бурения, цементирования и вытеснения жидкостей. Буферная жидкость представляет собой жидкость, используемую для физического отделения одной специальной жидкости от другой во время операции бурения. Цементная буферная жидкость отделяет буровой раствор от цемента во время цементирования в стволе скважины. Цементный раствор может быть использован для цементирования ствола скважины или для образования цементной пробки в требуемом месте скважины.
[3] Профиль вязкости часто является критически важным свойством, дифференцирующим эффективность различных композиций для обработки при достижении различных функций. Например, композиции для обработки часто закачивают в скважину. Соответственно, желательно, чтобы композиции для обработки обладали такой вязкостью, при которой их можно удобно приготовить на поверхности и при которой их будет возможно закачивать во время обработки. Между тем, композиции для обработки часто переносят твердые вещества в забой скважины или выносят твердые вещества на поверхность. Следовательно, композиции для обработки также должны обладать достаточной вязкостью, чтобы никоим образом не допустить осаждения твердых веществ. В прошлом модификаторы вязкости использовали для регулирования вязкости цементных растворов и буферных жидкостей. В связи с широким применением модификаторов вязкости в скважинных операциях в данной области техники существует потребность в альтернативных экономически эффективных материалах. Еще одно преимущество заключалось бы в том, что альтернативные модификаторы вязкости придавали бы дополнительные преимущества композициям для обработки.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[4] Способ цементирования ствола скважины включает в себя закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и обеспечение схватывания цементного раствора.
[5] Способ вытеснения первой жидкости из ствола скважины включает в себя закачку первой жидкости в ствол скважины; и вытеснение первой жидкости буферной жидкостью, содержащей водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, полифосфат или фосфонат, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+ или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[6] Следующие описания никоим образом не должны рассматриваться как ограничивающие. Со ссылкой на прилагаемые графические материалы одинаковые элементы нумеруются одинаковым образом:
[7] на фиг. 1 проиллюстрирован график, показывающий вязкость с течением времени при увеличении температуры основы бурового раствора, содержащей 11,3 кг (25 фунтов) лапонита, но не кальцинированный оксид магния, жидкости, содержащей 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 2,3 кг (5 фунтов) кальцинированного оксида магния, и жидкости, содержащей 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния;
[8] на фиг. 2 проиллюстрирован график, показывающий вязкость с течением времени при увеличении температуры жидкости, содержащей 2,3 кг (5 фунтов) лапонита, а не кальцинированный оксид магния, и жидкостей, содержащих 4,5 кг (10 фунтов), 2,3 кг (5 фунтов) и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния, а не лапонит; и
[9] на фиг. 3 проиллюстрирован график, показывающий вязкость с течением времени при увеличении температуры жидкостей, содержащих 5.7 кг (12,5 фунта) лапонита и 2,8 кг (6,25 фунта) оксида магния кальция, либо с баритом, либо без него, и жидкости, содержащей 5.7 кг (12,5 фунта) лапонита, но не кальцинированный оксид магния или барит.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[10] Было обнаружено, что описанные в данном документе модификаторы вязкости придают желательные свойства различным композициям для обработки скважины, таким как цементные растворы или буферные жидкости. Желательные свойства включают в себя сокращение времени перехода из одного состояния в другое, которое помогает цементу быстрее приобрести прочность геля при его переходе от жидкого цементного раствора к схватившемуся цементу. Модификаторы вязкости также обеспечивают повышенную и стабильную вязкость при температурах свыше 300°F, что позволяет цементным растворам и буферным жидкостям суспендировать твердые вещества в стволах скважин, имеющих высокую температуру в стволе скважины. Кроме того, модификаторы вязкости эффективны для регулирования температуры начала повышения вязкости и степени повышения вязкости, что позволяет получать буферные жидкости, обладающие низкой вязкостью при температурах поверхностного смешивания, и в то же время достигать повышенной вязкости при более высоких температурах в стволе скважины, где твердые частицы имеют тенденцию осаждаться из буферных жидкостей.
[11] Используемый в данном документе модификатор вязкости содержит наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, которая содержит кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевый полифосфат, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+ или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
[12] Наноглина представляет собой набухающую в воде минеральную глину, разделенную на слои, т.е. расслоенную. Таким образом, предпочтительные наноглины нерастворимы в воде, но гидратируются и набухают, давая прозрачные и бесцветные коллоидные дисперсии. Предпочтительные минеральные глины набухают и могут быть равномерно диспергированы в водном растворе (воде или смешанном растворителе из воды и органического растворителя) и могут разделяться на отдельные слои или близкий к этому уровень в водной среде. Например, можно использовать набухающий в воде смектит или набухающую в воде слюду, конкретные примеры которой включают набухающий в воде гекторит, набухающий в воде монтмориллонит, набухающий в воде сапонит и набухающую в воде синтетическую слюду, содержащую натрий в качестве иона промежуточного слоя. Эти минеральные глины также можно использовать в виде комбинации, включающей по меньшей мере одно из вышеуказанного. В конкретном варианте реализации изобретения наноглина представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния-лития, такой как лапонит.
[13] Двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением является твердым веществом. Используемый в данном документе термин «замедленное высвобождение» означает, что двухвалентная неорганическая соль изначально присутствует в виде твердого вещества и имеет низкую скорость растворения в воде при комнатной температуре. Только при повышенных температурах или после смешивания с водой в течение продолжительного периода времени двухвалентная неорганическая соль медленно высвобождает двухвалентный катион металла в растворе.
[14] Предпочтительно твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением представляет собой кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид магния, кальциево-магниевое полифосфатное стекло или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Используемые в данном документе термины «кальцинированный оксид магния» и «кальцинированный оксид кальция» относятся к оксиду магния и оксиду кальция, которые подвергаются термической обработке либо при температуре около 1000°C - 1500°C, либо при температуре от 1500°C до 2000°C, прежде чем они будут включены в буферную жидкость или цементный раствор. Не желая быть связанными какой-либо теорией, полагают, что кальцинированный оксид магния и/или кальцинированный оксид кальция, обработанный при температуре 1500°С (относится к сильно обожженным) или при температуре 2000°С (относится к обожженным до полного спекания), увеличивает нерастворимость этих продуктов при воздействии воды.
[15] Кальциево-магниевое полифосфатное стекло, описанное в данном документе, также получают огнеупорным способом, подвергая оксиды кальция и магния воздействию высоких температур (900°C – 1200°C) в присутствии ортофосфорной кислоты. Этот процесс допускает чрезвычайно низкие скорости растворения этих продуктов в воде. Данный продукт доступен как PSI-2 от Baker Hughes Incorporated.
[16] Модификатор вязкости может быть включен в буферную жидкость или цементный раствор. В варианте реализации изобретения буферная жидкость содержит водный носитель, наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
[17] В буферной жидкости наноглина присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 25% масс., в частности, от около 0,1% масс. до около 20% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 10% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.
[18] В буферной жидкости твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 5% масс., в частности, от около 0,1% масс. до около 4% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 2,5% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.
[19] Водный носитель может представлять собой пресную воду, солевой раствор (включая морскую воду), водную кислоту (например, минеральную кислоту или органическую кислоту), водную основу или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Следует понимать, что в жидкости-носителе могут использоваться другие полярные жидкости, такие как спирты и гликоли, отдельно от воды или вместе с водой.
[20] Солевой раствор может представлять собой, например, морскую воду, добытую воду, жидкость для заканчивания скважин или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Свойства солевого раствора могут зависеть от назначения и компонентов солевого раствора. Морская вода, например, может содержать многочисленные составляющие, включая сульфат, бром и следовые металлы, помимо обычных галоидсодержащих солей. Добытая вода может представлять собой воду, извлеченную из пластового резервуара (например, углеводородного резервуара) или полученную из подземного резервуара-источника пресной воды или солоноватой воды. Добытая вода может также упоминаться как пластовый солевой раствор и содержать компоненты, включающие барий, стронций и тяжелые металлы. В дополнение к встречающимся в природе солевым растворам (например, морской воде и добываемой воде) жидкость для заканчивания скважин может быть синтезирована из пресной воды путем добавления различных солей, например, KCl, NaCl, ZnCl2, MgCl2 или CaCl2, чтобы увеличить плотность солевого раствора, например, до плотности, составляющей около 4,8 кг (10,6 фунта) на галлон (3,8 л) солевого раствора CaCl2. Жидкости для заканчивания скважин обычно создают гидростатическое давление, оптимизированное для компенсации забойных пластовых давлений. Описанные выше солевые растворы могут быть модифицированы введением одной или более дополнительных солей. Дополнительные соли, включенные в солевой раствор, могут представлять собой NaCl, KCl, NaBr, MgCl2, CaCl2, CaBr2, ZnBr2, NH4Cl, формиат натрия, формиат цезия и комбинации, содержащие по меньшей мере одно из вышеуказанного. Соль может присутствовать в солевом растворе в количестве от около 0,5% масс. до около 50 массовых процентов (% масс.), конкретно, от около 1% масс. до около 40% масс. и, более конкретно, от около 1% масс. до около 25% масс., в расчете на массу жидкости.
[21] Водный носитель буферной жидкости может быть вспенен жидким углеводородом или газом, или сжиженным газом, таким как азот или воздух. Жидкость может быть дополнительно вспенена введением негазообразного вспенивающего агента. Негазообразный вспенивающий агент может быть амфотерным, катионным или анионным. Подходящие амфотерные вспенивающие агенты включают алкилбетаины, алкилсултаины и алкилкарбоксилаты. Подходящие анионные вспенивающие агенты могут включать алкилэфирсульфаты, этоксилированные эфирсульфаты, сложные эфиры фосфорной кислоты, алкилэфирфосфаты, этоксилированные сложные эфиры спирта и фосфорной кислоты, алкилсульфаты и альфа-олефин сульфонаты. Подходящие катионные вспенивающие агенты могут включать алкил четвертичные аммониевые соли, алкил бензил четвертичные аммониевые соли и алкил амидо амин четвертичные аммониевые соли. Пеносостав используется, главным образом, в пластах с низким давлением или в водовосприимчивых пластах. Можно использовать смесь вспенивающих и стабилизирующих пену диспергаторов. Как правило, смесь может быть включена в буферную жидкость в количестве от около 1% до около 5% по объему воды в буферной жидкости.
[22] Буферная жидкость может дополнительно содержать другие известные компоненты для использования в буферных жидкостях, например, загуститель, сшиватель загустителя, агент для регулирования pH, поверхностно-активное вещество, утяжелитель, смазочный материал, понизитель водоотдачи, стабилизатор глины, биоцид, кислоту, ингибитор коррозии, понизитель трения, поглотитель кислорода, регулятор мелких частиц продуктивной толщи, пенообразователь, стабилизатор геля или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Эти дополнительные компоненты выбирают так, чтобы избежать придания буферной жидкости нежелательных характеристик и предотвратить повреждение оборудования, находящегося в контакте с буферной жидкостью, а также избежать повреждения ствола скважины или подземного пласта.
[23] Различные свойства буферных жидкостей можно изменять и можно приспосабливать в соответствии с параметрами управления скважиной и совместимости конкретного бурового раствора, цементного раствора или другого выделенного флюида. Например, вязкость буферной жидкости можно изменять в широком диапазоне, например, динамическая вязкость (AV) может варьироваться в диапазоне от около 0,9 сантипуаз до около 200 сантипуаз (сП).
[24] Плотность буферной жидкости может варьироваться в широком диапазоне. В варианте реализации изобретения буферная жидкость тяжелее (имеет большую плотность), чем предшествующий флюид (например, буровой раствор плотностью 12 фунт/галлон (1,44 кг/л), затем буферная жидкость плотностью 14 фунт/галлон (1,68 кг/л) и затем цемент плотностью 16 фунт/галлон (1,92 кг/л)).
[25] Буферная жидкость может быть предварительно смешана или закачана без перемешивания, например, закачана «на лету», когда компоненты объединяются при закачке буферной жидкости в скважину. Порядок добавления может варьироваться, и время закачки каждого из компонентов одинаково или различно.
[26] Буферную жидкость можно использовать для вытеснения другого флюида в стволе скважины. Соответственно, способ вытеснения первого флюида из ствола скважины включает закачку первого флюида в ствол скважины и вытеснение первого флюида буферной жидкостью. Буферные жидкости можно использовать также в качестве буфера между двумя флюидами в ходе подземных операций. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения буферную жидкость закачивают в ствол скважины между первым флюидом и вторым флюидом. Первый флюид вытесняется буферной жидкостью, и затем буферная жидкость вытесняется вторым флюидом. Помимо прочего, буферные жидкости совместимы с флюидом, который они вытесняют, и со вторым флюидом, вытесняющим буферную жидкость, в том отношении, что отсутствуют нежелательные взаимодействия между буферной жидкостью и первым или вторым флюидом. В общем случае, первый флюид может быть любым флюидом, который буферная жидкость должна вытеснять, таким как буровые растворы. Второй флюид может быть любым флюидом, предназначенным для введения в ствол скважины, таким как цементные растворы и т.п.
[27] Вязкость обычных буферных жидкостей очень трудно поддерживать при температурах от 300°F до 400°F, и еще труднее разработать буферную жидкость с низкой поверхностной вязкостью, которая все же имеет достаточную вязкость при высоких температурах, чтобы обеспечить стабильность раствора. Использование буферных жидкостей, раскрытых в данном документе, обеспечивает ряд преимуществ. Раскрытые в данном документе буферные жидкости обладают низкой вязкостью при температурах поверхностного смешивания, но повышенную вязкость при более высоких температурах в стволе скважины, когда твердые частицы имеют тенденцию осаждаться из буферной жидкости. Раскрытые в данном документе буферные жидкости стабильны при высоких температурах в стволе скважины, например, выше 300°F. Буферные жидкости совместимы как с буровым раствором, так и с цементными растворами, в сочетании с которыми их используют. Кроме того, буферные жидкости могут более эффективно удалять буровые растворы и загрязняющие частицы из стволов скважин, например частицы бурового раствора, буровые шламы и частицы пластовой породы, обвалившейся в пробуренный ствол скважины из слабых пластов, например частицы сланца, частицы микрозернистого известняка, частицы песчаника, карбонатные частицы и тому подобное. Буферные жидкости могут дополнительно подавлять смешивание буровых растворов и цементных растворов по сравнению с буферными жидкостями для турбулентных потоков.
[28] Кроме того, способы и композиции обладают преимуществами улучшенного цементирования за счет уменьшения количества буровых растворов, загрязняющих частиц и других обломков выбуренной породы перед введением цементного раствора. Следует понимать, что нет необходимости удалять все буровые растворы или все загрязняющие частицы, чтобы способ и его составы считались действенными. Действенность достигается тем, что большее количество буровых растворов, частиц и других загрязнений удаляется с помощью буферной жидкости, по сравнению с тем, когда она не используется. В общем, конечно, желательно удалять как можно больше буровых растворов, загрязнений и обломков выбуренной породы.
[29] Модификатор вязкости также может быть включен в цементный раствор. Цементный раствор содержит водный носитель, цементный компонент, наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
[30] В цементном растворе наноглина присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 25% масс., в частности, от около 0,1% масс. до около 20% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 10% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.
[31] В цементном растворе твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 5% масс., с частности, от около 0,1% масс. до около 4% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 2,5% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.
[32] Цементный компонент цементного раствора может представлять собой любой вяжущий материал, который схватывается и затвердевает в результате реакции с водой и пригоден для образования схватившегося цемента в скважине, включая жидкий цементный раствор и бетон. Подходящие цементные компоненты включают те, которые обычно используются в окружающей ствол скважины среде, например, те, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород и/или серу. Такие цементы включают, но не органичены ими, портланд-цементы, пуццолановые цементы, гипсоцементы, высокоглиноземистые цементы, кремнеземистые цементы и высокощелочные цементы или их комбинации. Особенно полезны портланд-цементы. В некоторых вариантах реализации изобретения портланд-цементы, которые подходят для использования, классифицируются как цементы классов A, B, C, G и H согласно Американскому институту нефти, Спецификации API (American Petroleum Institute) для материалов и испытаний для скважинных цементов, и портланд-цементы согласно классификации Американского общества по испытанию материалов (ASTM), классифицируемые как типы I, II, III, IV и V. Цементы в данном документе также могут включать различные бетоны путем дальнейшего добавления заполнителей, таких как крупнозернистый заполнитель, изготовленный из гравия или дробленых пород, таких как кремнистый сланец, кварцит, гранит, и/или мелкозернистый заполнитель, такой как песок или искусственно дробленый песок. Заполнитель может быть добавлен в количестве от около 10% по массе до около 70% по массе гидравлического цемента и, более конкретно, от около 20% по массе до около 40% по массе.
[33] Цементный компонент может присутствовать в растворе в количестве от около 50% масс. до около 95% масс., предпочтительно, от около 60% масс. до около 90% масс., более предпочтительно, от около 65% масс. до около 85% масс., в расчете на общую массу цементного раствора.
[34] Носитель для цементного раствора может быть таким же, как носитель для буферной жидкости. Его можно вспенить аналогично водному носителю для буферной жидкости.
[35] Цементный раствор может дополнительно содержать другие известные компоненты, используемые в цементировании, например, ускоритель схватывания для сокращения времени схватывания, замедлитель схватывания для увеличения времени схватывания, понизитель водоотдачи, расширитель для снижения плотности, вспенивающий агент для снижения плотности, утяжелитель для повышения плотности, диспергатор для снижения вязкости, другие понизители водоотдачи, тиксотропные добавки, закупоривающий агент или материал для борьбы с поглощением (например, гильсонит или чешуйки целлофана), силикатные материалы, такие как песок, кварцевая мука, высокодисперсный кремнезем, которые упрочняют цемент, а также создают защиту от эффектов снижения прочности при температурах выше 110°С (230°F), реагент, предотвращающий набухание глин, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Эти дополнительные компоненты выбирают, чтобы избежать придания цементным растворам нежелательных характеристик и предотвратить повреждение ствола скважины или подземного пласта. Каждая добавка может присутствовать в количествах, хорошо известных специалистам в данной области техники.
[36] Раствор пригоден к закачке насосом. Поддающийся закачке цементный раствор может иметь вязкость менее чем 1000 мПа⋅с при скорости сдвига 100 с-1. Цементный раствор является цементным раствором низкой плотности или цементным раствором высокой плотности. Хотя плотность цементного раствора низкой плотности, такого как очищающая жидкость, может варьироваться в широком диапазоне, в зависимости от скважинных условий, такие плотности могут включать от около 5 фунтов на галлон до около 12 фунтов на галлон (фунт/галлон) (0,6-1,44 кг/л) при вспенивании. В отсутствие вспенивания, плотность очищающей жидкости или цементного раствора низкой плотности может варьироваться в диапазоне от около 9 фунт/галлон вплоть до около 15 фунт/галлон (от около 1,08 кг/л вплоть до около 1,8 кг/л), или от около 10 фунт/галлон до около 14 фунт/галлон (от около 1,2 кг/л до около 1,68 кг/л) или от около 11 фунт/галлон вплоть до около 13 фунт/галлон (от около 1,32 кг/л вплоть до около 1,56 кг/л). Цементные растворы высокой плотности могут иметь плотность от около 1,8 кг/л (15 фунтов на галлон) до около 3,0 кг/л (25 фунтов на галлон).
[37] Пригодный для перекачивания или текучий цементный раствор может быть приготовлен любым подходящим способом. В приведенном в качестве примера варианте реализации изобретения раствор или смесь, содержащую наноглину, неорганическую соль, цементный компонент и воду или водный носитель, соединяют с использованием обычного оборудования для смешивания цемента. Затем цементный раствор можно вводить, например, закачивать и размещать различными традиционными цементировочными насосами и инструментами в любое заданное место внутри ствола скважины для заполнения любой формы требуемого контура. Когда цементный раствор помещен и принял форму требуемой подземной детали, раствору дают возможность схватываться и образовывать постоянную форму базовой цементной детали, например, обсадного элемента или цементной пробки.
[38] Цементные растворы особенно полезны для цементирования ствола скважины. Способ может включать введение, обычно закачку, в ствол скважины цементного раствора, содержащего твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением под давлением, достаточным для вытеснения бурового раствора, например бурового глинистого раствора, цементной буферной жидкости или тому подобного, необязательно с «первой порцией цементного раствора» или «последней порцией цементного раствора». Цементный раствор может быть введен между проницаемой/разрывной нижней пробкой и твердой верхней пробкой. После размещения цементному раствору дают затвердеть и, в некоторых вариантах реализации изобретения, он образует цементную пробку в кольцевом пространстве ствола скважины, которая предотвращает поток пластовых флюидов между двумя или более проницаемыми геологическими формациями, который существует при неравных пластовых давлениях. Обычно раствор затвердевает в результате гидратации и загустевания цемента. Как известно специалистам в данной области техники, существует высокая степень вариабельности в приведенном выше описании цементации скважины (например, множественные нижние пробки, постепенно изменяющиеся плотности флюидов и т.д.), и на нее можно воздействовать с использованием предварительно сформированных синтетических полимеров, описанных в данном документе.
[39] Способы и композиции также обладают преимуществами улучшенного цементирования за счет уменьшения переходного времени схватывания цементного раствора. Полезные эффекты использования модификаторов вязкости, описанных в данном документе, дополнительно проиллюстрированы в следующих примерах.
ПРИМЕРЫ
[40] Лапонитовая наноглина, синтетический слоистый силикат, была получена от BYK Additives & Instruments (ранее присадки Rockwood) и использовалась без дальнейшей очистки. Кальцинированный оксид магния был получен от Baker Hughes Incorporated.
[41] Были подготовлены образцы А-С. Образец А содержал воду и 11,3 кг (25 фунтов) лапонитной наноглины. Образец B содержал воду, 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 2,3 кг (5 фунтов) кальцинированного оксида магния. Образец С содержал воду, 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния. Вязкость образцов А-С с течением времени при разных температурах измеряли с использованием вискозиметра Grace Instrument M3600. Результаты приведены на фиг. 1. На графике представлена средняя температура. Фактические скорости разогрева варьировались.
[42] На фиг. 1 показано, что одна лишь лапонитная наноглина массой 11,3 кг (25 фунтов) (образец А) обеспечивает слишком большую вязкость. При добавлении кальцинированного оксида магния увеличение вязкости задерживается, и степень увеличения вязкости также можно регулировать до требуемого уровня путем изменения количества лапонитной наноглины или кальцинированного оксида магния. Образцы B и C обеспечивают различные степени вязкости при различных повышенных температурах. Если повышенная температура не применяется, никакого увеличения вязкости не наблюдается. На фиг. 1 также показано, что добавление кальцинированного оксида магния снижает температуру, когда вязкость начинает увеличиваться.
[43] Были подготовлены образцы D-G. Образец D содержал воду и 2,3 кг (5 фунтов) лапонитной наноглины. Образец Е содержал воду и 4,5 кг (10 фунтов) кальцинированного оксида магния. Образец F содержал воду и 2,3 кг (5 фунтов) кальцинированного оксида магния. Образец G содержал воду и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния. Вязкость образцов D-G с течением времени при разных температурах измеряли с использованием вискозиметра Grace Instrument M3600. Результаты приведены на фиг. 2. На графике представлена средняя температура. Фактические скорости разогрева варьировались.
[44] На фиг. 2 показано, что жидкости, содержащие кальцинированный оксид магния, а не лапонитную наноглину, не демонстрируют увеличения вязкости, даже если к жидкостям применяется повышенная температура. Кроме того, жидкость, содержащая лапонитную наноглину, а не кальцинированный оксид магния, также не демонстрировала увеличения вязкости при температурах ниже 200°F.
[45] Были подготовлены образцы H-J. Образец Н содержал воду, 5,7 кг (12,5 фунта) лопонитной наноглины, 2,8 кг (6,25 фунта) оксида магния и 1,7 кг/л (14 фунт/галлон) барита. Образец I содержал воду, 5,7 кг (12,5 фунта) лапонитной глины и 2,8 кг (6,25 фунта) оксида магния. Образец J содержал воду и 5,7 кг (12,5 фунта) лапонитной наноглины. Вязкость образцов H-J с течением времени при различных температурах измеряли с помощью консистометра Чендлера. Результаты приведены на фиг. 3.
[46] Результаты показывают, что система 5,7 кг (12,5 фунта) (образец J) без кальцинированного оксида магния или барита демонстрирует низкую вязкость при более низких температурах, затем при температуре выше 250°F вязкость увеличивается и сохраняется до завершения испытания. Образец I также продемонстрировал профиль вязкости, аналогичный образцу J.
[47] Ниже изложены различные варианты реализации данного изобретения.
[48] Вариант 1 реализации изобретения. Способ цементирования ствола скважины, включающий закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и обеспечение схватывания цементного раствора.
[49] Вариант 2 реализации изобретения. Способ по варианту 1 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина представляет собой синтетический слоистый силикат.
[50] Вариант 3 реализации изобретения. Способ по варианту 2 реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический слоистый силикат представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния лития.
[51] Вариант 4 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-3 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 25% масс. в расчете на массу водного носителя.
[52] Вариант 5 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-4 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1500°C до 2000°C (от 2700°F до около 3600°F) перед введением в цементный раствор.
[53] Вариант 6 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-4 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1000°C до 1500°C (от 1800°F до около 2700°F) перед введением в цементный раствор.
[54] Вариант 7 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-6 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 5% масс. в расчете на массу водного носителя.
[55] Вариант 8 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-7 реализации изобретения, отличающийся тем, что температура ствола скважины составляет более чем около 300°F.
[56] Вариант 9 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-8 реализации изобретения, отличающийся тем, что цементный раствор содержит от около 0,1% масс. до около 20% масс. синтетического слоистого гекторита силиката магния лития и от около 0,1% масс. до около 5% масс. кальцинированного оксида магния.
[57] Вариант 10 реализации изобретения. Способ вытеснения первого флюида из ствола скважины, включающий закачку первого флюида в ствол скважины; и вытеснение первого флюида буферной жидкостью, содержащей водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
[58] Вариант 11 реализации изобретения. Способ по варианту 10 реализации изобретения, отличающийся тем, что первый флюид содержит буровой раствор.
[59] Вариант 12 реализации изобретения. Способ по варианту 10 реализации изобретения или варианту 11 реализации изобретения, дополнительно включающий вытеснение буферной жидкости вторым флюидом.
[60] Вариант 13 реализации изобретения. Способ по варианту 12 реализации изобретения, отличающийся тем, что второй флюид представляет собой цементный раствор.
[61] Вариант 14 реализации изобретения. Способ по варианту 13 реализации изобретения, отличающийся тем, что цементный раствор содержит водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba2+, Sr2+, Fe2+, Ni2+, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
[62] Вариант 15 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-14 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина представляет собой синтетический слоистый силикат.
[63] Вариант 16 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-15 реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический слоистый силикат представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния лития.
[64] Вариант 17 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-16 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина присутствует в буферной жидкости в количестве от около 1% масс. до около 25% масс. в расчете на массу водного носителя.
[65] Вариант 18 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-17 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1000°C до около 1500°С перед введением в буферную жидкость.
[66] Вариант 19 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-17 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1500°C до около 2000°C перед введением в буферную жидкость.
[67] Вариант 20 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-19 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в буферной жидкости в количестве от около 1% масс. до около 25% масс. в расчете на массу водного носителя.
[68] Вариант 21 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-20 реализации изобретения, отличающийся тем, что буферная жидкость содержит от около 0,1% масс. до около 20% масс. синтетического слоистого гекторита силиката магния лития и от около 0,1% масс. до около 5% масс. кальцинированного оксида магния.
[69] Вариант 22 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-21 реализации изобретения, отличающийся тем, что температура ствола скважины составляет более чем около 300°F.
[70] Все диапазоны, раскрытые в данном документе, включают конечные точки, и конечные точки независимо комбинируются друг с другом. В данном документе принято, что термин «комбинация» охватывает шихты, смеси, сплавы, продукты реакции и т.п. Все упоминания включены в данный документ посредством ссылки в полном объеме. Ствол скважины может быть вертикальным, отклоненным или горизонтальным.
[71] Термины, обозначающие единственное число в контексте описания изобретения (особенно в контексте приведенной ниже формулы изобретения) следует трактовать как охватывающие и единственное, и множественное число, если иное не указано в данном документе или с очевидностью не противоречит контексту. Термин «или» подразумевает «и/или». Определение «около» или «примерно», используемое в связи с количеством, включает указанное значение и имеет значение, определяемое контекстом (например, содержит долю погрешности, связанную с измерением конкретного количества).
Claims (26)
1. Способ цементирования ствола скважины, включающий:
закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего:
водный носитель,
поддающуюся набуханию наноглину и
твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и
обеспечение схватывания цементного раствора,
отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в цементном растворе в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя.
2. Способ вытеснения бурового раствора из ствола скважины, включающий:
закачку бурового раствора в ствол скважины и
вытеснение бурового раствора буферной жидкостью, содержащей:
водный носитель,
поддающуюся набуханию наноглину и
твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного,
отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в буферной жидкости в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий вытеснение буферной жидкости цементным раствором.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что цементный раствор содержит водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.
5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина представляет собой синтетический слоистый силикат.
6. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что синтетический слоистый силикат представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния лития.
7. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина присутствует в буферной жидкости или цементном растворе в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя.
8. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением содержит кальцинированный оксид магния.
9. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1000°C до около 1500°C перед введением в буферную жидкость или цементный раствор.
10. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1500°C до около 2000°C перед введением в буферную жидкость или цементный раствор.
11. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в буферной жидкости или цементном растворе в количестве от около 0,1 мас.% до около 5 мас.% в расчете на массу водного носителя.
12. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что буферная жидкость или цементный раствор содержит от около 0,1 мас.% до около 20 мас.% синтетического слоистого гекторита силиката магния лития и от около 0,1 мас.% до около 5 мас.% кальцинированного оксида магния.
13. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что температура
ствола скважины составляет более чем около 300°F.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2017/023164 WO2018174842A1 (en) | 2017-03-20 | 2017-03-20 | Viscosity modifiers and methods of use thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733554C1 true RU2733554C1 (ru) | 2020-10-05 |
Family
ID=63584562
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019131846A RU2733554C1 (ru) | 2017-03-20 | 2017-03-20 | Модификаторы вязкости и способы их применения |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20210130675A1 (ru) |
| EP (1) | EP3601474A4 (ru) |
| CN (1) | CN110418830A (ru) |
| AR (1) | AR111336A1 (ru) |
| AU (1) | AU2017405325B2 (ru) |
| BR (1) | BR112019019496A2 (ru) |
| CA (1) | CA3056917A1 (ru) |
| CO (1) | CO2019010895A2 (ru) |
| MX (1) | MX2019011155A (ru) |
| RU (1) | RU2733554C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018174842A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113248228A (zh) * | 2021-06-07 | 2021-08-13 | 太原理工大学 | 一种煤矿井下采空区堵漏风防灭火的无机触变凝胶 |
| WO2024078758A1 (en) * | 2022-10-13 | 2024-04-18 | The University Of Stavanger | Low dense settable geopolymer-forming slurry comprising a swellable clay, and settable treatment fluids obtainable from the slurry |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144609C1 (ru) * | 1998-04-21 | 2000-01-20 | Дочернее предприятие "Астраханьгазпром" | Способ подготовки скважины к спуску и цементированию обсадной колонны |
| US20030213593A1 (en) * | 2002-05-15 | 2003-11-20 | Ron Bouwmeester | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
| RU2291948C1 (ru) * | 2005-04-18 | 2007-01-20 | Петр Ефимович Котляр | Способ цементирования нефтяных и газовых скважин и устройство для его осуществления |
| RU2335618C2 (ru) * | 2006-08-24 | 2008-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Способ цементирования скважин |
| RU2531409C1 (ru) * | 2013-05-22 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Перекрыватель" (ООО "Перекрыватель") | Способ строительства скважины в сложных горно-геологических условиях бурения и устройства для его осуществления |
| WO2015087106A1 (en) * | 2013-12-13 | 2015-06-18 | Brian Henry Tomlinson | Cement compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow |
| RU2576416C1 (ru) * | 2015-01-14 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) |
| US20170058181A1 (en) * | 2015-04-29 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Grout fluids for use in a geothermal well loop |
| RU174630U1 (ru) * | 2017-06-01 | 2017-10-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяник" | Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
| US4696699A (en) * | 1985-10-15 | 1987-09-29 | American Colloid Company | Flexible grout composition and method |
| DE3631764A1 (de) * | 1986-09-18 | 1988-03-24 | Henkel Kgaa | Verwendung von quellfaehigen, synthetischen schichtsilikaten in waessrigen bohrspuel- und bohrlochbehandlungsmitteln |
| US6405801B1 (en) * | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods |
| US8522873B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US8505629B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| CN100344723C (zh) * | 2006-02-24 | 2007-10-24 | 西南石油学院 | 一种固井水泥浆综合性能调节剂及制备方法 |
| US20100212892A1 (en) * | 2009-02-26 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of formulating a cement composition |
| US9776151B2 (en) * | 2010-04-14 | 2017-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of preparing polycrystalline diamond from derivatized nanodiamond |
| CN101857799B (zh) * | 2010-06-28 | 2011-08-10 | 西南石油大学 | 一种可固化堵漏隔离液及其制备方法 |
| US8183181B1 (en) * | 2010-11-19 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids comprising zwitterionic betaine-group-containing polymers |
| CN102504775B (zh) * | 2011-10-12 | 2013-03-13 | 西南石油大学 | 深井长封固段固井用大温差水泥浆及其制备方法 |
| US8997868B2 (en) * | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
| AR094176A1 (es) * | 2012-12-21 | 2015-07-15 | Halliburton Energy Services Inc | Fluidos espaciadores de consolidacion y metodos de uso |
| MX2015013558A (es) * | 2013-04-26 | 2016-02-05 | Halliburton Energy Services Inc | Metodos y sistemas para evaluar un limite entre un fluido espaciador de consolidacion y una composicion de cemento. |
| WO2015076838A1 (en) * | 2013-11-25 | 2015-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel cement composition for lost circulation application |
| CN105036667B (zh) * | 2015-07-13 | 2017-12-26 | 鞍山三冶建筑工程有限公司 | 一种防冻干混砂浆的制备方法 |
-
2017
- 2017-03-20 AU AU2017405325A patent/AU2017405325B2/en not_active Ceased
- 2017-03-20 RU RU2019131846A patent/RU2733554C1/ru active
- 2017-03-20 US US16/491,886 patent/US20210130675A1/en not_active Abandoned
- 2017-03-20 MX MX2019011155A patent/MX2019011155A/es unknown
- 2017-03-20 CA CA3056917A patent/CA3056917A1/en not_active Abandoned
- 2017-03-20 CN CN201780088578.9A patent/CN110418830A/zh active Pending
- 2017-03-20 WO PCT/US2017/023164 patent/WO2018174842A1/en unknown
- 2017-03-20 BR BR112019019496A patent/BR112019019496A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2017-03-20 EP EP17902467.4A patent/EP3601474A4/en not_active Withdrawn
-
2018
- 2018-03-20 AR ARP180100645A patent/AR111336A1/es unknown
-
2019
- 2019-10-01 CO CONC2019/0010895A patent/CO2019010895A2/es unknown
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144609C1 (ru) * | 1998-04-21 | 2000-01-20 | Дочернее предприятие "Астраханьгазпром" | Способ подготовки скважины к спуску и цементированию обсадной колонны |
| US20030213593A1 (en) * | 2002-05-15 | 2003-11-20 | Ron Bouwmeester | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
| RU2291948C1 (ru) * | 2005-04-18 | 2007-01-20 | Петр Ефимович Котляр | Способ цементирования нефтяных и газовых скважин и устройство для его осуществления |
| RU2335618C2 (ru) * | 2006-08-24 | 2008-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Способ цементирования скважин |
| RU2531409C1 (ru) * | 2013-05-22 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Перекрыватель" (ООО "Перекрыватель") | Способ строительства скважины в сложных горно-геологических условиях бурения и устройства для его осуществления |
| WO2015087106A1 (en) * | 2013-12-13 | 2015-06-18 | Brian Henry Tomlinson | Cement compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow |
| RU2576416C1 (ru) * | 2015-01-14 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) |
| US20170058181A1 (en) * | 2015-04-29 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Grout fluids for use in a geothermal well loop |
| RU174630U1 (ru) * | 2017-06-01 | 2017-10-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяник" | Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2019011155A (es) | 2020-01-20 |
| US20210130675A1 (en) | 2021-05-06 |
| WO2018174842A1 (en) | 2018-09-27 |
| CA3056917A1 (en) | 2018-09-27 |
| AU2017405325B2 (en) | 2021-04-01 |
| CO2019010895A2 (es) | 2020-01-17 |
| EP3601474A4 (en) | 2020-04-08 |
| CN110418830A (zh) | 2019-11-05 |
| AU2017405325A1 (en) | 2019-10-31 |
| AR111336A1 (es) | 2019-07-03 |
| BR112019019496A2 (pt) | 2020-04-28 |
| EP3601474A1 (en) | 2020-02-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7833344B2 (en) | Ultra low density cement compositions and methods of making same | |
| US7350575B1 (en) | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids | |
| RU2695198C1 (ru) | Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций | |
| US7893011B2 (en) | Compositions comprising Sorel cements and oil based fluids | |
| CA2816126C (en) | Magnesium chloride in alcoholic solvent for sorel cement | |
| MX2007009921A (es) | Metodos de cementacion con composiciones de cemento ligero. | |
| US11268010B2 (en) | Methods of cementing a wellbore without using a spacer fluid with an alkyl end-capped ethoxylated fatty alcohol | |
| RU2733554C1 (ru) | Модификаторы вязкости и способы их применения | |
| DK2102130T3 (en) | Compositions comprising sorrel cements and oil-based fluids, and methods for treating a borehole therewith | |
| US11597863B2 (en) | Methods of cementing a wellbore | |
| US11028311B2 (en) | Methods of cementing a wellbore | |
| WO2023287443A1 (en) | Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with metal oxide-based cements | |
| CA2490523C (en) | Well cementing compositions and methods |