Композиции и способы заканчивания скважин

Изобретение относится к композициям для использования при цементировании подземных скважин, содержащим воду, неорганический цемент и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой. Цементы могут дополнительно содержать несмешиваемую с водой текучую среду. Такие цементы предназначены для герметизации микрозазоров, возникающих вследствие наличия несмешиваемых с водой текучих сред на поверхностях обсадной колонны, поверхностях стенок ствола скважины, или в обоих случаях. Кроме того, изобретение также относится к способу цементирования подземных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования и продуктивности скважины. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 4 пр.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Положения из данного раздела лишь предоставляют информацию о предпосылках создания настоящего изобретения и могут не составлять предшествующий уровень техники.

[0002] Настоящее изобретение относится к композициям и способам обработки подземных пластов, в частности, композициям и способам цементирования подземных скважин.

[0003] Во время строительства подземных скважин, обычной практикой во время и после бурения является помещение трубчатого тела в ствол скважины. Трубчатое тело может содержать бурильную трубу, обсадную колонну, хвостовик, колонну гибких труб или их комбинацию. Назначение трубчатого тела заключается в выполнении функции трубопровода, посредством которого можно осуществлять транспортировку необходимых текучих сред из скважины, а также их сбор. Трубчатое тело обычно крепится в скважине посредством цементной оболочки. Цементная оболочка обеспечивает механическую поддержку и гидравлическое разобщение между зонами или слоями, в которые проходит скважина. Последняя функция предотвращает гидравлическое сообщение между зонами, которое может привести к загрязнению. Например, цементная оболочка предотвращает поступление текучих сред из нефте- или газоносных пластов в горизонт грунтовых вод и загрязнение питьевой воды. Кроме того, для повышения продуктивности скважины может быть предпочтительным обеспечить разобщение, например, газоносной зоны от нефтеносной зоны. Цементная оболочка обеспечивает гидравлическое разобщение за счет своей низкой проницаемости. Кроме того, плотное сцепление между цементной оболочкой и как трубчатым телом, так и стволом скважины, может предотвращать возникновение утечек.

[0004] Неудовлетворительное сцепление цементной оболочки может иметь ряд отрицательных последствий. Межзональное гидравлическое сообщение может: (1) препятствовать надлежащей добыче из скважины, (2) позволять пластовым текучим средам вызывать коррозию обсадной колонны и (3) приводить к экологическим авариям в случае, если углеводороды или солевые текучие среды смешиваются с водоносными слоями. Эффективность обработки для интенсификации добычи также может быть затруднена, дополнительно ограничивая добычу из скважины. Часто неудовлетворительное сцепление проявляется в виде наличия зазоров, или «микрозазоров» вдоль поверхности раздела цемент/обсадная колонна, поверхности раздела цемент/пласт, или в обоих случаях.

[0005] Цементные системы, которые характеризуются незначительным расширением (например, менее чем приблизительно 1% линейного расширения) после затвердевания, представляют собой проверенное средство для герметизации микрозазоров и улучшения результатов первичного цементирования. Улучшенное сцепление является результатом механического сопротивления или прижатия цемента к трубе и пласту.

[0006] В некоторых расширяющихся цементных системах расширение вызвано образованием минерала - эттрингита. Эттрингит представляет собой минерал сульфоалюмината кальция, который образуется в результате взаимодействия алюминатных фаз в портландцементе с различными формами добавленного сульфата кальция (например, гемигидрата сульфата кальция). Кристаллы эттрингита обладают большим насыпным объемом, чем реагенты, из которых они образуются; следовательно, расширение происходит за счет внутреннего давления, создаваемого при кристаллизации. Недостатком систем на основе эттрингита является их неспособность обеспечения достаточного расширения при температурах отверждения выше приблизительно 76°C (170°F). Эттрингит не стабилен при более высоких температурах и превращается в другой сульфоалюминатный минерал, который не вызывает расширение.

[0007] Другой тип расширяющегося цемента включает в себя цементные суспензии, содержащие высокие концентрации NaCl, Na2SO4, или обоих. После затвердевания цемента происходит расширение цемента за счет внутреннего давления, создаваемого в результате кристаллизации солей внутри пор, и в результате взаимодействий хлорсиликата и хлорсульфоалюмината. Эти системы могут быть эффективными при температурах вплоть до 204°C (400°F). Однако высокое содержание соли в цементной суспензии может привести к коррозии обсадной колонны, а также может ухудшать рабочие характеристики других добавок цемента, в частности добавок для снижения водоотдачи.

[0008] Для получения расширяющихся цементов могут использоваться порошки цинка, магния, железа и алюминия. При добавлении в среду портландцементной суспензии с высоким значением pH эти металлы вступают в реакцию и образуют пузырьки газообразного водорода. Повышающееся в результате давление вызывает расширение цемента после затвердевания; однако эффективность этих добавок может быть ограничена из-за закона идеального газа при увеличении глубины скважины. Кроме того, эффект расширения может быть временным, поскольку повышенное поровое давление может рассеиваться с течением времени.

[0009] Добавление прокаленного оксида кальция или оксида магния также может привести к расширению цемента после затвердевания. В результате гидратации оксида образуется гидроксид, который обладает меньшей плотностью, чем вещества, участвующие в реакции, тем самым обеспечивая силу расширения в цементной матрице. Эти оксидные системы использовались при температурах вплоть до приблизительно 260°C (500°F); однако скорость, с которой они реагируют, и, следовательно, создаваемое расширение, может быть сложно контролировать. Если гидратация добавки происходит слишком быстро (например, перед затвердеванием цемента), произойдет незначительное расширение цемента, или расширение цемента не произойдет. Если гидратация добавок происходит слишком медленно, расширение может произойти слишком поздно и допустить сообщение между зонами.

[0010] Более полное описание используемых в настоящее время расширяющихся цементных систем можно найти в следующей публикации: Nelson EB, Drochon B, Michaux M и Griffin TJ: «Special Cement Systems» (Специальные цементные системы) под ред. Nelson EB и Guillot D.: Well Cementing (2nd Edition), Schlumberger, Houston (2006) 233-268.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0011] В разделе «Сущность изобретения» предоставлен выбор концепций, которые дополнительно описываются далее в подробном описании изобретения. Раздел «Сущность изобретения» не предназначен для указания ключевых или существенных признаков заявляемого объекта изобретения, а также его не следует рассматривать, как ограничивающий объем заявляемого объекта изобретения.

[0012] В этой заявке описывается цементная система, которая герметизирует микрозазоры, возникающие вследствие наличия несмешиваемых с водой текучих сред в пласте, на поверхностях трубчатого тела или в обоих случаях.

[0013] Согласно одному аспекту варианты осуществления относятся к композициям, содержащим воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией.

[0014] Согласно другому аспекту варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам цементирования подземной скважины. Получают композицию, которая содержит воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией. Затем композицию помещают в скважину. Подземную скважину бурят с использованием бурового раствора на неводной основе.

[0015] Согласно еще одному аспекту варианты осуществления относятся к цементированию подземной скважины, содержащей обсадную колонну и поверхность ствола скважины. Наружную поверхность обсадной колонны или поверхность ствола скважины, или обе покрывают несмешиваемой с водой текучей средой. Получают композицию, которая содержит воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией. Затем композицию помещают в скважину таким образом, чтобы композиция была расположена рядом с покрытыми поверхностями обсадной колонны и ствола скважины. Подземная скважина пробурена с использованием бурового раствора на неводной основе.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0016] Фиг. 1 представляет собой график, демонстрирующий характер линейного расширения цементных систем, содержащих набухающие частицы и сырую нефть.

[0017] Фиг. 2 представляет собой график, демонстрирующий характер линейного расширения цементной системы, содержащей набухающие частицы и погруженной в буровой раствор на основе синтетической нефти.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0018] В последующем описании изложены многочисленные подробности для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники может быть понятно, что способы согласно настоящему изобретению могут быть реализованы на практике без этих подробностей, и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов осуществления.

[0019] Прежде всего, следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления многочисленные воплощения - определенные решения предпринимаются для достижения определенных целей изобретателя, например, таких как соответствие ограничений, касающихся системы, с ограничениями по финансово-хозяйственной деятельности, которые будут отличаться в разных вариантах осуществления друг от друга. Более того, следует понимать, что такая работа по разработке может быть сложной и времязатратной, но тем не менее будет обычной практикой для специалистов в данной области техники, получающих пользу от настоящего изобретения. Кроме того, композиция, используемая/раскрытая в настоящем документе, также может содержать некоторые компоненты, отличающиеся от указанных. В разделах «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» каждое числовое значение следует рассматривать, как модифицированное термином «приблизительно» (кроме случаев, когда оно уже в явной форме модифицировано таким образом), а затем рассматривать снова, как не модифицированное таким образом, если из контекста не вытекает иное. Термин «приблизительно» следует понимать, как любое число или диапазон в пределах 10% от указанного числа или диапазона (например, диапазон от приблизительно 1 до приблизительно 10 охватывает диапазон от 0,9 до 11). Также, при прочтении разделов «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» следует понимать, что под диапазоном концентраций, перечисленным или описанным как используемый, подходящий и т.п., подразумевается любая концентрация в пределах указанного диапазона, включая крайние значения. Например, «диапазон от 1 до 10» следует рассматривать, как означающий все возможные числа на протяжении диапазона от приблизительно 1 до приблизительно 10. Кроме того, одно или более значений в представленных примерах могут комбинироваться друг с другом, или могут комбинироваться с одним из значений в описании для создания диапазона, и, таким образом, включают в себя каждое возможное значение или число в пределах этого диапазона. Таким образом, даже если определенные значения в пределах диапазона, или ни одно из значений в пределах диапазона, в явном виде указаны или обозначены несколькими конкретными значениями, следует понимать, что авторы изобретения подразумевают и понимают под этим, что все значения в пределах диапазона следует рассматривать, как указанные, и что авторы изобретения имеют в виду весь диапазон и значения в пределах этого диапазона.

[0020] Как было указано ранее, существует необходимость в цементных системах, обладающих способностью герметизировать микрозазоры, возникающие вследствие наличия несмешиваемых с водой текучих сред или усадки цементов вдоль поверхностей стенок обсадной колонны или ствола скважины, или обеих из них. Заявитель получил такие системы путем включения материалов в виде частиц, которые склонны к набуханию под воздействием несмешиваемых с водой текучих сред.

[0021] Когда несмешиваемая с водой текучая среда включена в цементную суспензию, набухающие частицы могут стать причиной того, что раствор расширится и заполнит микрозазоры во время процесса затвердевания. Альтернативно, если несмешиваемая с водой текучая среда остается на поверхности обсадной колонны или поверхности пласта после заполнения кольцевого пространства описанными цементными композициями, набухающие частицы, находящиеся в них, могут контактировать с остаточной несмешиваемой с водой текучей средой. Затем набухание частиц может стать причиной того, что цементная оболочка набухает и герметизирует участки, содержащие остаточную несмешиваемую с водой текучую среду. Остаточная несмешиваемая с водой текучая среда может появляться в двух случаях. Первый случай: нециркулирующий буровой раствор на нефтяной основе может остаться на поверхностях обсадной колонны и пласта. Второй случай: покрытие из нефти или другой несмешиваемой с водой текучей средой может быть преднамеренно нанесено на поверхности обсадной колонны и пласта.

[0022] Таким образом, согласно одному аспекту варианты осуществления относятся к композициям для цементирования скважин, содержащим воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией. Другими словами, несмешиваемая с водой текучая среда не инкапсулирована в воде, а вода не инкапсулирована в несмешиваемой с водой текучей среде. В результате, набухающие частицы имеют непосредственный доступ к несмешиваемой с водой текучей среде после смешивания композиции.

[0023] Согласно другому аспекту варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам цементирования подземной скважины. Буровую установку устанавливают на буровой площадке. Посредством бурильной колонны и бурового долота создают ствол скважины, или скважину, которая проходит в один или более подземных пластов. Буровой раствор на неводной основе используют для смазывания бурового долота и транспортировки бурового шлама на поверхность. После создания ствола скважины получают композицию, которая содержит воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией. Затем композицию помещают в скважину, пробуренную с использованием бурового раствора на неводной основе. Отсутствие эмульсии позволяет набухающим частицам контактировать с несмешиваемой с водой текучей средой по существу немедленно после смешивания композиции. Специалистам в данной области техники будет понятно, что буровые растворы на неводной основе могут включать в себя разнообразные текучие среды, например, буровые растворы на основе нефти или эмульсионные буровые растворы типа «вода в нефти».

[0024] Приготовление композиции или суспензии может происходить на поверхности при помощи смесительного оборудования периодического либо непрерывного действия, как известно из уровня техники. Полное описание конструкции и работы цементносмесительного оборудования можно найти в следующей публикации: Leugemors E, Metson J, Pessin, J-L, Colvard RL, Krauss CD и Plante M: «Cementing Equipment and Casing Hardware» (Оборудование для цементирования скважины и оснастка обсадной колонны), под ред. Nelson EB и Guillot D: Well Cementing-Second Edition, Houston, Schlumberger (2006): 343-434.

[0025] Согласно еще одному аспекту варианты осуществления относятся к цементированию подземной скважины, содержащей обсадную колонну и поверхность ствола скважины. Буровую установку устанавливают на буровой площадке. Посредством бурильной колонны и бурового долота создают ствол скважины, или скважину, которая проходит в один или более подземных пластов. Буровой раствор на неводной основе используют для смазывания бурового долота и транспортировки бурового шлама на поверхность. После создания ствола скважины в скважину опускают обсадную колонну. Затем покрытие из несмешиваемой с водой текучей среды наносят на наружную поверхность обсадной трубы и поверхность ствола скважины. Получают композицию, которая содержит воду, неорганический цемент и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией. Затем композицию помещают в скважину таким образом, чтобы композиция была расположена рядом с покрытыми поверхностями обсадной колонны и ствола скважины. Необязательно, композиция может дополнительно содержать несмешиваемую с водой текучую среду. Скважина пробурена с использованием бурового раствора на неводной основе.

[0026] Во всех аспектах поверхность обсадной колонны может состоять из углеродистой стали, нержавеющей стали, сплавов, таких как INCONEL и MONEL, или композитного материала, содержащего термостойкую смолу. Поверхность ствола скважины может представлять собой поверхность породы, например, (но без ограничения) песчаник, известняк, эвапорит или сланец.

[0027] Во всех аспектах неорганический цемент может быть выбран из одного или нескольких компонентов следующего перечня: портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, смеси извести и кремнезема, геополимеры, цементы Сореля, химически связанные керамические материалы на основе фосфатов, цеолиты и цементная печная пыль. Цементы могут дополнительно содержать наполнители, такие как зольная пыль, доменный шлак, кремнезем, кремнеземная пыль, нанокремнезем и наноглинозем.

[0028] Во всех аспектах набухающий материал в виде частиц может содержать измельченную резину, полипропилен, гильсонит, поли-2, 2, 1-бициклогептен (полинорборнен), алкилстирол, сшитые замещенные винилакрилатные сополимеры, полиизопрен, поливинилацетат, полихлоропрен, акрилонитрил-бутадиен, гидрированный акрилонитрил-бутадиен, этилен-пропилен-диеновый мономер, этилен-пропиленовый мономер, стирол-бутадиен, стирол/пропилен/диеновый мономер, бромированный сополимер изобутилена и 4-метилстирола, хлорсульфированные полиэтилены, полиакрилаты, полиуретаны, силиконы, хлорированный полиэтилен, сополимер эпихлоргидрина и этиленоксида, этиленакрилатный каучук, этилен-пропилен-диеновые терполимеры, сульфированный полиэтилен, фторсиликоны, фторэластомер, замещенные стиролакрилатные сополимеры и их смеси. Набухающий материал в виде частиц также может содержать измельченную резину, полипропилен или гильсонит, или их комбинации. Гильсонит - это родовое наименование материала Gilsonite™, производимого компанией American Gilsonite Company.

[0029] Размер частиц набухающего материала может составлять от приблизительно 1 микрометра до 1 миллиметра, или от приблизительно 10 микрометров до 1 миллиметра или от приблизительно 100 микрометров до 1 миллиметра. Концентрация набухающего материала может составлять от приблизительно 1% до 50% по объему от композиции, или от приблизительно 1% до 35% по объему от композиции или от приблизительно 1% до 25% по объему от композиции.

[0030] Во всех аспектах несмешиваемая с водой текучая среда может содержать сырую нефть, минеральное масло, дизельное топливо, растительное масло, линейные альфа-олефины, ксилол или толуол, или их комбинации. Объемная концентрация несмешиваемой с водой текучей среды в композиции может составлять от приблизительно 0,5% до 50% или от 0,5% до 25%, или от 0,5% до 10%.

[0031] Во всех аспектах композиция может дополнительно содержать расширяющие добавки, которые включают в себя гемигидрат сульфата кальция, хлорид натрия, сульфат натрия, порошок алюминия, порошок цинка, порошок железа, порошок магния, оксид кальция или оксид магния, или их комбинации. Концентрация расширяющих добавок может составлять от 0,5% до 15,0% по массе от цемента (BWOC) или от 1,0% до 10,0% BWOC, или от 1,0% до 5,0% BWOC.

[0032] Во всех аспектах композиция также может содержать обычные добавки, такие как замедлители отверждения, ускорители отверждения, наполнители, добавки для снижения водоотдачи, добавки для борьбы с поглощением бурового раствора, газомиграционные добавки, газогенерирующие добавки и антивспенивающие агенты. Дополнительную информацию об этих материалах можно найти в следующей публикации: Nelson EB, Michaux M и Drochon B: «Cement Additives and Mechanisms of Action» (Цементные добавки и механизмы их действия), под ред. Nelson EB и Guillot D: Well Cementing-Second Edition, Houston, Schlumberger (2006): 49-91.

[0033] Кроме того, композиция может содержать добавки, которые повышают упругость и/или прочность затвердевшего цемента. Такие добавки включают в себя эластичные частицы, имеющие модуль Юнга ниже, чем приблизительно 5000 МПа, и коэффициент Пуассона выше, чем приблизительно 0,3. Частицы могут иметь модуль Юнга ниже, чем приблизительно 2000 МПа. Примеры включают в себя полиэтилен, акрилонитрил-бутадиен, стирол-бутадиен, полиамид, политетрафторэтилен, полиэфирэфиркетон, перфторалкоксиполимерную смолу, фторированный этилен-пропилен, полиэтилен-тетрафторэтилен, поливинилфторид, полихлортрифторэтилен, перфторэластомеры, фторуглеродные эластомеры и их комбинации. Такие добавки также могут содержать волокна, выбранные из перечня, включающего полиамид, полиэтилен и поливиниловый спирт. Также могут быть включены металлические микроленты. Эти материалы могут присутствовать в композиции в концентрациях от 1% до 50% по объему или от 2% до 25% по объему, или от 5% до 10% по объему.

[0034] Набухающие частицы также могут использоваться в цементных составах с рассчитанным размером частиц, содержащих многомодальные смеси из мелких, средних и крупных частиц.

[0035] Несмешиваемая с водой текучая среда может содержать (но не ограничивается этим) минеральное масло, дизельное топливо, растительное масло, линейные альфа-олефины, ксилол, толуол и их комбинации. Несмешиваемая с водой текучая среда может не оказывать необратимого воздействия на рабочие характеристики цементных добавок, присутствующих в диспергирующей фазе. Объемная концентрация несмешиваемой с водой текучей среды может составлять от приблизительно 1% до приблизительно 50% общего объема текучей среды или от приблизительно 5% до приблизительно 25% общего объема текучей среды, или от приблизительно 10% до приблизительно 20% общего объема текучей среды.

[0036] Уровень линейного расширения может контролироваться за счет типа набухающих частиц, концентрации набухающих частиц и/или объемного отношения между набухающими частицами и несмешиваемой с водой текучей средой. Кроме того, набухающие частицы также могут придавать упругость цементной оболочке путем уменьшения модуля Юнга затвердевшего цемента. Уровень линейного расширения может составлять вплоть до 5%, вплоть 3% или вплоть до 1%.

[0037] Специалистам в данной области техники будет очевидно, что описанные способ и применение можно применять не обязательно по всей длине подземного интервала, подлежащего цементированию. В таких случаях последовательно размещают более одной композиции цементной суспензии. Первая суспензия называется «ведущей», а последняя суспензия называется «хвостовая». При таких условиях расширяющаяся цементная композиция может быть помещена так, что она размещается в участках, в которых находятся углеводороды. В большинстве случаев это место у дна скважины или возле него; таким образом, расширяющаяся цементная композиция может быть хвостовой. Специалистам в данной области техники также будет понятно, что описанные способ и применение могут использоваться не только для первичного цементирования, но также для работ по ремонтному цементированию, таких как исправительное цементирование и цементирование при помощи пробки.

[0038] Другие и дополнительные объекты, признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения последующего описания примеров совместно с рассмотрением прилагаемых графических материалов.

ПРИМЕРЫ

[0039] Следующие примеры предназначены для подробного пояснения настоящего изобретения.

[0040] Следующую базовую цементную суспензию применяли для примеров 1 и 2 (таблица 1). Плотность суспензии составляла 1400 кг/м3 (11,65 фунт-масса/галлон). Объемное содержание твердых веществ (SVF) составляло 50,5%.

Таблица 1. Базовая композиция суспензии

Материал Функция Концентрация
Цемент сорта G Связующее 50,2% BWOB*
Керамические микросферы Наполнитель 18,2% BWOB
Измельченная резина Набухающие частицы 16,0% BWOB
Мелкодисперсный цемент Связующее 16,0% BWOB
Пресная вода - 460 л/тонна**
Полипропиленгликоль Антивспенивающий агент 4,2 л/тонна
AMPS (2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота)/раствор акрилатного полимера Добавка для снижения водоотдачи 8,4 л/тонна
Полимеламинсульфонат Диспергирующее вещество 1,7 л/тонна
Лигносульфонат кальция Замедлитель отверждения 0,22% BWOB

* по массе твердой смеси; ** тонна твердой смеси

ПРИМЕР 1

[0041] Три базовые цементные суспензии получали в соответствии с композицией, представленной в таблице 1. Приготовление суспензии осуществляли в соответствии с рекомендованными процедурами, опубликованными Американским институтом нефти (RP 10B). Испытания проводили для измерения линейного расширения цементных систем, содержащих различные количества нефти. В этих экспериментах сырую нефть добавляли к базовой суспензии в количестве 0%, 2% и 4% по объему от цементной суспензии.

[0042] Испытания на линейное расширение проводили в соответствии с рекомендованной API процедурой, описанной в публикации API RP 10B. Посредством устройства для имитации кольцевого пространства имитировали кольцевое пространство скважины. Цементную суспензию заливали в кольцевую часть пресс-формы, затем пресс-форму опускали в водяную баню и давали суспензии отвердеть, когда она погружена в воду. Период испытания составлял 30 дней и температура отверждения составляла 75°C. В контрольном растворе, содержащем 0% нефти, расширение не наблюдалось. Показатели линейного расширения через 30 дней систем с содержанием нефти 2% и 4% составляли 0,295% и 0,465% соответственно (фиг. 1).

ПРИМЕР 2

[0043] Одну базовую суспензию получали в соответствии с композицией, представленной в таблице 1. Приготовление раствора осуществляли в соответствии с рекомендованными процедурами, опубликованными Американским институтом нефти (публикация RP 10B). В базовую суспензию нефть не добавляли. Суспензии позволяли схватиться и затвердеть.

[0044] 7-дневное испытание на линейное расширение проводили при температуре 75°C в соответствии с рекомендованной API процедурой, описанной в публикации RP 10B. Устройство для имитации кольцевого пространства имитировало кольцевое пространство скважины. Цементную суспензию заливали в кольцевую часть пресс-формы и давали схватиться. Затем пресс-форму опускали в баню, заполненную буровым раствором на основе синтетической нефти, для имитации контакта с несмешиваемой с водой текучей средой. Показатель линейного расширения составил 2,02% (фиг. 2).

ПРИМЕР 3

[0045] Цементную суспензию готовили в соответствии со следующей композицией (таблица 2). Плотность суспензии составляла 1900 кг/м3. SVF составляло 52,0%.

Таблица 2. Композиция суспензии

Материал Функция Концентрация
Цемент сорта G Связующее 36,0% BWOB
Гематит Утяжелитель 35,0% BWOB
Измельченная резина Набухающие частицы 16,0% BWOB
Мелкодисперсный кремнезем Наполнитель 13,0% BWOB
Пресная вода - 407 л/тонна
Полипропиленгликоль Антивспенивающий агент 4,2 л/тонна
Поливинилпирролидон Добавка для снижения водоотдачи 54,3 л/тонна
Полимеламинсульфонат Диспергирующее вещество 2,5 л/тонна

[0046] Испытание на прочность сцепления при сдвиге выполняли в соответствии с рекомендованной API процедурой (публикация RP 10B). Две стальные пресс-формы для испытаний очищали таким образом, чтобы на их поверхностях не было ржавчины или повреждений. Внутренние поверхности пресс-форм затем покрывали сырой нефтью. Затем, пресс-формы заполняли цементной суспензией и давали цементному раствору затвердеть при атмосферном давлении и температуре в течение 72 часов. После отверждения пресс-формы помещали в гидравлический пресс и измеряли силу, необходимую для извлечения отвердевшего цемента из каждой пресс-формы. Силу затем делили на площадь внутренней поверхности пресс-формы для вычисления прочности сцепления при сдвиге. Средняя прочность сцепления при сдвиге составляла 82,7 кПа.

ПРИМЕР 4

[0047] Готовили цементную суспензию согласно таблице 2. Затем к суспензии примешивали 3 об.% сырой нефти. Затем выполняли испытание на сцепление при сдвиге, описанное в примере 3. Средняя прочность сцепления при сдвиге составляла 138 кПа.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ ПРИМЕР 1

[0048] Готовили чистую суспензию цемента сорта G с плотностью 1900 кг/м3. Суспензия не содержала набухающий материал в виде частиц. В качестве текучей среды для смешивания использовали пресную воду.

[0049] Затем выполняли испытание на прочность сцепления при сдвиге, описанное в примере 3. Во время испытания на прочность сцепления при сдвиге неизмеримо низкая сила вытесняла образец цемента и выталкивала его из пресс-формы. Между цементом и внутренней поверхностью пресс-формы сцепление не образовывалось.

[0050] Хотя различные варианты осуществления были описаны относительно раскрытий, достаточных для реализации, следует понимать, что этот документ не ограничен раскрытыми вариантами осуществления. Варианты и модификации, которые будут очевидны специалисту в данной области техники после прочтения описания, также подпадают под объем настоящего изобретения, определенный в приложенной формуле изобретения.

1. Композиция для цементирования подземной скважины, содержащая воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией, и причем несмешиваемая с водой текучая среда присутствует в количестве от 2% до 4% по объему относительно композиции.

2. Композиция по п. 1, в которой неорганический цемент содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из портландцемента, кальциево-алюминатного цемента, смесей извести и кремнезема, геополимеров, цементов Сореля, химически связанных керамических материалов на основе фосфатов, цеолитов и цементной печной пыли.

3. Композиция по п. 1, в которой материал в виде частиц содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из измельченной резины, полипропилена, гильсонита, поли-2, 2, 1-бициклогептена (полинорборнена), алкилстирола, сшитых замещенных винилакрилатных сополимеров, полиизопрена, поливинилацетата, полихлоропрена, акрилонитрил-бутадиена, гидрированного акрилонитрил-бутадиена, этилен-пропилен-диенового мономера, этилен-пропиленового мономера, стирол-бутадиена, стирол/пропилен/диенового мономера, бромированного сополимера изобутилена и 4-метилстирола, хлорсульфированных полиэтиленов, полиакрилатов, полиуретанов, силиконов, хлорированного полиэтилена, сополимера эпихлоргидрина и этиленоксида, этиленакрилатного каучука, этилен-пропилен-диеновых терполимеров, сульфированного полиэтилена, фторсиликонов, фторэластомера и замещенных стиролакрилатных сополимеров.

4. Композиция по п. 1, в которой материал в виде частиц имеет размер частиц от 1 микрометра до 1 миллиметра, и материал в виде частиц присутствует в концентрации от 1% до 50% по объему от композиции.

5. Композиция по п. 1, в которой несмешиваемая с водой текучая среда содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из сырой нефти, минерального масла, дизельного топлива, растительного масла, линейных альфа-олефинов, ксилола и толуола.

6. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая полугидрат сульфата кальция, хлорид натрия, сульфат натрия, порошок алюминия, порошок цинка, порошок железа, порошок магния, оксид кальция или оксид магния, или их комбинации.

7. Способ цементирования подземной скважины, включающий в себя стадии, на которых:

(i) получают композицию, содержащую воду, неорганический цемент, несмешиваемую с водой текучую среду и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией, и причем несмешиваемая с водой текучая среда присутствует в количестве от 2% до 4% по объему относительно композиции; и

(ii) помещают композицию в скважину;

причем подземная скважина пробурена с использованием бурового раствора на неводной основе.

8. Способ по п. 7, в котором неорганический цемент содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из портландцемента, кальциево-алюминатного цемента, смесей извести и кремнезема, геополимеров, цементов Сореля, химически связанных керамических материалов на основе фосфатов, цеолитов и цементной печной пыли.

9. Способ по п. 7, в котором материал в виде частиц содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из измельченной резины, полипропилена, гильсонита, поли-2, 2, 1-бициклогептена (полинорборнена), алкилстирола, сшитых замещенных винилакрилатных сополимеров, полиизопрена, поливинилацетата, полихлоропрена, акрилонитрил-бутадиена, гидрированного акрилонитрил-бутадиена, этилен-пропилен-диенового мономера, этилен-пропиленового мономера, стирол-бутадиена, стирол/пропилен/диенового мономера, бромированного сополимера изобутилена и 4-метилстирола, хлорсульфированных полиэтиленов, полиакрилатов, полиуретанов, силиконов, хлорированного полиэтилена, сополимера эпихлоргидрина и этиленоксида, этиленакрилатного каучука, этилен-пропилен-диеновых терполимеров, сульфированного полиэтилена, фторсиликонов, фторэластомера и замещенных стиролакрилатных сополимеров.

10. Способ по п. 7, в котором материал в виде частиц имеет размер частиц от 1 микрометра до 1 миллиметра, и материал в виде частиц присутствует в концентрации от 1% до 50% по объему от композиции.

11. Способ по п. 7, в котором несмешиваемая с водой текучая среда содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из сырой нефти, минерального масла, дизельного топлива, растительного масла, линейных альфа-олефинов, ксилола и толуола.

12. Способ по п. 7, в котором композиция дополнительно содержит полугидрат сульфата кальция, хлорид натрия, сульфат натрия, порошок алюминия, порошок цинка, порошок железа, порошок магния, оксид кальция или оксид магния, или их комбинации.

13. Способ цементирования подземной скважины, содержащей обсадную колонну и поверхность ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых:

(i) покрывают поверхность ствола скважины и наружную поверхность обсадной колонны несмешиваемой с водой текучей средой;

(ii) получают композицию, содержащую воду, неорганический цемент и один или более твердых материалов, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем композиция не является эмульсией; и

(iii) помещают композицию в скважину таким образом, чтобы композиция была расположена смежно с покрытой наружной поверхностью обсадной колонны и покрытой поверхностью ствола скважины,

причем подземную скважину пробуривают с использованием бурового раствора на неводной основе, и причем несмешиваемая с водой текучая среда присутствует в количестве от 2% до 4% по объему относительно композиции.

14. Способ по п. 13, в котором неорганический цемент содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из портландцемента, кальциево-алюминатного цемента, смесей извести и кремнезема, геополимеров, цементов Сореля, химически связанных керамических материалов на основе фосфатов, цеолитов и цементной печной пыли.

15. Способ по п. 13, в котором материал в виде частиц содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из измельченной резины, полипропилена, гильсонита, поли-2, 2, 1-бициклогептена (полинорборнена), алкилстирола, сшитых замещенных винилакрилатных сополимеров, полиизопрена, поливинилацетата, полихлоропрена, акрилонитрил-бутадиена, гидрированного акрилонитрил-бутадиена, этилен-пропилен-диенового мономера, этилен-пропиленового мономера, стирол-бутадиена, стирол/пропилен/диенового мономера, бромированного сополимера изобутилена и 4-метилстирола, хлорсульфированных полиэтиленов, полиакрилатов, полиуретанов, силиконов, хлорированного полиэтилена, сополимера эпихлоргидрина и этиленоксида, этиленакрилатного каучука, этилен-пропилен-диеновых терполимеров, сульфированного полиэтилена, фторсиликонов, фторэластомера и замещенных стиролакрилатных сополимеров.

16. Способ по п. 13, в котором материал в виде частиц имеет размер частиц от 1 микрометра до 1 миллиметра, и материал в виде частиц присутствует в концентрации от 1% до 50% по объему от композиции.

17. Способ по п. 13, в котором несмешиваемая с водой текучая среда содержит один или более компонентов, выбранных из группы, состоящей из сырой нефти, минерального масла, дизельного топлива, растительного масла, линейных альфа-олефинов, ксилола и толуола.

18. Способ по п. 13, в котором композиция дополнительно содержит полугидрат сульфата кальция, хлорид натрия, сульфат натрия, порошок алюминия, порошок цинка, порошок железа, порошок магния, оксид кальция или оксид магния, или их комбинации.

19. Способ по п. 13, в котором композиция дополнительно содержит несмешиваемую с водой текучую среду.

20. Способ по п. 13, в котором покрытие несмешиваемой с водой текучей среды включает в себя закачивание тампона по обсадной колонне и поверхности ствола скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих пласты с аномально высокими давлениями и повышенными температурами.

Изобретение относится к составам для ограничения водопритока в процессе ремонта нефтегазовых скважин, а также при выравнивании профиля притока добывающих скважин при закачке его в нагнетательную скважину и ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении скважин с использованием растворов на углеводородной основе (РУО).

Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления скважин в сероводородсодержащих средах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением и ограничения притока прорывного газа или попутно добываемой воды, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха).

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть применено при проведении ремонта эксплуатационных скважин путем закачивания тампонажного состава в поры и трещины породы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к области газодобычи, точнее к способам и технологическим составам, используемым при капитальном и текущем ремонте скважин для ограничения притоков пластовых вод в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления расширяющегося тампонажного раствора, используемого при цементировании скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышлености, в частности к составам для обработки скважин, а именно к композиции для ликвидации гидратных пробок, применяемой на скважинах и в трубопроводах при добыче, а также транспортировке нефти и газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих пласты с аномально высокими давлениями и повышенными температурами.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения сульфатного кольматанта, повышение надежности и продуктивности скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения карбонатного кольматанта при одновременном сохранении от разрушения глинистого цемента породы терригенного пласта-коллектора, повышение надежности и продуктивности скважин.

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов, необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов.

Цементирующее вяжущее содержит гидравлическое вяжущее в количестве от 50 до 80 мас. % от массы цементирующего вяжущего; первый материал на основе диоксида кремния в количестве от 0,5 до 35 мас.
Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к составам и способам для обработки подземной формации. Понижающий трение раствор для обработки приствольной зоны, содержащий воду, 100 от 500000 ч./млн.

Изобретение относится к составам для ограничения водопритока в процессе ремонта нефтегазовых скважин, а также при выравнивании профиля притока добывающих скважин при закачке его в нагнетательную скважину и ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении скважин с использованием растворов на углеводородной основе (РУО).

Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления скважин в сероводородсодержащих средах.

Изобретение относится к дорожному строительству и может быть использовано для стабилизации грунтов верхнего рабочего слоя земляного полотна автомобильных и железных дорог различного назначения, а также для устройства прочных грунтовых слоев основания дорожной одежды при строительстве и ремонте автомобильных и железных дорог.

Изобретение относится к композициям для использования при цементировании подземных скважин, содержащим воду, неорганический цемент и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой. Цементы могут дополнительно содержать несмешиваемую с водой текучую среду. Такие цементы предназначены для герметизации микрозазоров, возникающих вследствие наличия несмешиваемых с водой текучих сред на поверхностях обсадной колонны, поверхностях стенок ствола скважины, или в обоих случаях. Кроме того, изобретение также относится к способу цементирования подземных скважин. Технический результат - повышение качества цементирования и продуктивности скважины. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 4 пр.

Наверх