RU2829122C2 - Цементные композиции и способы - Google Patents
Цементные композиции и способы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2829122C2 RU2829122C2 RU2022101885A RU2022101885A RU2829122C2 RU 2829122 C2 RU2829122 C2 RU 2829122C2 RU 2022101885 A RU2022101885 A RU 2022101885A RU 2022101885 A RU2022101885 A RU 2022101885A RU 2829122 C2 RU2829122 C2 RU 2829122C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- cement
- absorbing particles
- drilling fluid
- styrene
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 70
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 58
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 46
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 22
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 22
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 22
- -1 alkyl styrene Chemical compound 0.000 claims description 20
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 19
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 7
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 6
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Natural products C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NTXGQCSETZTARF-UHFFFAOYSA-N buta-1,3-diene;prop-2-enenitrile Chemical compound C=CC=C.C=CC#N NTXGQCSETZTARF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 5
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 5
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims description 4
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 claims description 4
- QYCGBAJADAGLLK-UHFFFAOYSA-N 1-(cyclohepten-1-yl)cycloheptene Chemical compound C1CCCCC=C1C1=CCCCCC1 QYCGBAJADAGLLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims description 3
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 3
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 claims description 3
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 claims description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 17
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 7
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 6
- 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 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 5
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 5
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 5
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 5
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 5
- 229920000468 styrene butadiene styrene block copolymer Polymers 0.000 description 5
- VSKJLJHPAFKHBX-UHFFFAOYSA-N 2-methylbuta-1,3-diene;styrene Chemical compound CC(=C)C=C.C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1 VSKJLJHPAFKHBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 4
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 4
- 239000011358 absorbing material Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 4
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 3
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- FACXGONDLDSNOE-UHFFFAOYSA-N buta-1,3-diene;styrene Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1 FACXGONDLDSNOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 description 2
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 1
- QGJDXUIYIUGQGO-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[(2-methylpropan-2-yl)oxycarbonylamino]propanoyl]pyrrolidine-2-carboxylic acid Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)NC(C)C(=O)N1CCCC1C(O)=O QGJDXUIYIUGQGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical group C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 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
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 150000001767 cationic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229920005556 chlorobutyl Polymers 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 229910002026 crystalline silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021488 crystalline silicon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920005560 fluorosilicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920000876 geopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 229920002681 hypalon Polymers 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000636 poly(norbornene) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000004636 vulcanized rubber Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Abstract
Группа изобретений относится к цементным системам, в частности к цементным системам, которые контактируют с буровыми растворами в подземной скважине. Способ цементирования подземной скважины включает размещение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент, нефтепоглощающие частицы и не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна внутри подземной скважины. При этом указанные гидрофобные волокна имеют длину между 500 мкм и 20 мм и диаметр между 100 нм и 1 мм. Причем нефтепоглощающие частицы являются продолговатыми и имеют соотношение сторон между 15 и 1000 до набухания, и между 5 и 350 после набухания, и контактируют с неводным компонентом бурового раствора внутри подземной скважины и уменьшают текучесть неводного компонента бурового раствора. Техническим результатом является повышение качества цементирования скважины. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 8 ил., 5 табл.
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки
[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет и преимущество предварительной заявки на патент США № 62/868024, озаглавленной «Cement Compositions and Methods», поданной 28 июня 2019 г., которая полностью включена в настоящее описание посредством ссылки для всех целей.
Уровень техники
[0002] Настоящее изобретение в целом относится к цементным системам. В частности, настоящее изобретение относится к цементным системам, которые контактируют с буровыми растворами в подземной скважине.
[0003] При строительстве подземной скважины во время и после бурения в скважину обычно заводят трубу (например, хвостовик или обсадную колонну) и закрепляют ее с помощью цемента, закачиваемого в кольцевое пространство вокруг наружной стороны хвостовика. Цемент поддерживает трубу и обеспечивает гидравлическую изоляцию различных зон добычи флюидов через которые проходит скважина. Эта последняя функция важна, потому что она предотвращает загрязнение друг друга флюидами из разных слоев. Например, цемент предотвращает попадание пластовых флюидов на уровень грунтовых вод и загрязнение питьевой воды или предотвращает добычу воды вместо нефти или газа. Полное описание методов цементирования можно найти в следующей публикации. Nelson EB and Guillot D (eds.): Well Cementing - 2nd Edition, Houston, Schlumberger (2006).
[0004] Удаление бурового раствора было предметом интереса у специалистов по цементированию скважин в течение многих лет из-за его влияния на качество цемента и зональную изоляцию. Основная цель операции первичного цементирования - обеспечить полную и постоянную изоляцию пластов за обсадной колонной. Для достижения этой цели буровой раствор и жидкость для предварительной промывки (если она есть) должны быть полностью удалены из кольцевого пространства, и кольцевое пространство должно быть полностью заполнено цементным раствором. После размещения, цемент должен затвердеть и приобрести необходимые механические свойства для поддержания гидравлического затвора на протяжении всего срока службы скважины. Таким образом, эффективное удаление бурового раствора и правильное размещение раствора способствует изоляции скважины.
[0005] Неполное удаление бурового раствора из ствола скважины может отрицательно повлиять на качество размещения гидравлического цемента в кольцевом пространстве ствола скважины, что приведет к неполной зональной изоляции. Это может происходить, в частности, в горизонтальных стволах скважин, где плохо централизованная обсадная колонна может повысить вероятность образования каналов для огеленного бурового раствора. Нарушенная зональная изоляция может увеличить вероятность потока флюида вдоль обсадной колонны при приложенном градиенте давления. На более позднем этапе эксплуатации скважины такие образовавшиеся каналы для бурового раствора могут служить непродуктивными путями связи между стадиями во время обработки для интенсификации притока.
[0006] В настоящем изобретении предлагаются системы цементирования скважины, которые могут обеспечивать дополнительную зональную изоляцию, облегчая удаление или диспергирование остаточных неводных буровых растворов внутри ствола скважины. Такие остаточные неводные буровые растворы могут образовываться в результате бурения ствола скважины с применением неводного бурового раствора перед цементированием. Кроме того, раскрытые в настоящем документе цементные композиции могут взаимодействовать с остаточными буровыми растворами и изменять свойства таких буровых растворов. Настоящее изобретение, в частности, относится к буровым растворам, таким как неводные буровые растворы, которые варьируются от растворов на основе дизельного топлива или минерального масла до систем на синтетической основе. Системы на синтетической основе могут содержать синтетические углеводороды, простые эфиры, сложные эфиры или ацетали. Синтетические углеводороды могут включать линейные парафины, линейные-α-олефины, поли-α-олефины и внутренние олефины. Системы на синтетической основе могут быть эмульсиями, в которых углеводород является внешней фазой.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам цементирования подземной скважины. Получают цементный раствор, содержащий воду, гидравлический цемент, частицы нефтепоглощающего материала и не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна, причем указанные частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Цементный раствор размещают в подземной скважине с обеспечением контакта нефтепоглощающих частиц и гидрофобных волокон с неводным компонентом бурового раствора, тем самым изменяя свойство неводного компонента.
[0008] В дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам создания зональной изоляции в подземной скважине. Получают цементный раствор, содержащий воду, гидравлический цемент, нефтепоглощающие частицы и не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна, причем указанные частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Цементный раствор размещают в подземной скважине, при этом остаточный буровой раствор присутствует вдоль поверхностей обсадной колонны и пласта, с обеспечением контакта нефтепоглощающих частиц и не поддающихся набуханию гидрофобных волокон с остаточным буровым раствором, тем самым изменяя свойство неводного компонента и образуя гидравлический затвор в подземной скважине.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0009] На фиг. 1a представлен вид в поперечном сечении, на котором показано 100% центрирование обсадной колонны в стволе скважины. На фиг. 1b представлен вид в поперечном сечении, на котором показано центрирование эксцентрической обсадной колонны, которое может осуществляться в наклонно-направленных или горизонтальных участках скважины.
[0010] На фиг. 2 представлен вид в поперечном сечении, на котором показан канал для бурового раствора, возникающий в результате неудовлетворительного центрирования обсадной колонны в стволе скважины.
[0011] На фиг. 3 представлена схема, на которой показан канал для бурового раствора, который был размещен в узком участке эксцентрического кольцевого пространства и был подвергнут воздействию цементного раствора согласно настоящему изобретению.
[0012] На фиг. 4 представлено сравнение реологических свойств эмульсионных буровых растворов на основе дизельного топлива после воздействия цементных растворов. Динамическое напряжение сдвига бурового раствора, подвергнутого воздействию цементного раствора, содержащего нефтепоглощающие частицы, было выше динамического напряжения сдвига бурового раствора, подвергнутого воздействию сравнительного раствора, который не содержал поглощающих частиц. Точки пересечения (напряжение), где модуль потерь был равен модулю накопления, представляли динамические напряжения сдвига буровых растворов.
[0013] На фиг. 5 показаны результаты испытания под давлением обычного цементного раствора и цементного раствора, содержащего нефтепоглощающие частицы.
[0014] На фиг. 6 показаны значения вязкости видов нефти, содержащих различные нефтепоглощающие полимеры.
[0015] На фиг. 7 показано влияние на проницаемость при добавлении поддающихся набуханию частиц и не поддающихся набуханию волокон к цементному раствору.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0016] Вначале следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления осуществляют многочисленные варианты реализации осуществления конкретные решения для достижения конкретных целей разработчика, соответствие связанным с системой и деловой активностью ограничениям, которые будут варьироваться от одного варианта реализации к другому. Кроме того, следует понимать, что такие усилия по разработке могут быть сложными и длительными, но, тем не менее, будут обычным делом для специалиста в данной области техники, пользующегося преимуществом настоящего изобретения. Кроме того, композиция, используемая/описанная в данном документе, также может содержать некоторые компоненты, отличные 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, как не модифицированное таким образом, если из контекста не следует иное. Также, при прочтении разделов «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» следует понимать, что под диапазоном концентраций, перечисленным или описанным как применимый, подходящий и т. п., подразумевается любая и каждая концентрация в пределах указанного диапазона, включая крайние значения. Например, «диапазон от 1 до 10» следует воспринимать как описывающий все без исключения возможные числа в континууме от около 1 до около 10. Таким образом, даже если определенные значения в пределах диапазона, или ни одно из значений в пределах диапазона, в явном виде указаны или обозначены лишь несколькими конкретными значениями, следует понимать, что авторы изобретения подразумевают и понимают под этим, что любые и все значения в пределах диапазона следует рассматривать, как указанные, и что авторы настоящего изобретения имеют в виду весь диапазон и значения в пределах этого диапазона.
[0017] Как было описано выше, одним из показателей успешного размещения цемента является полное удаление бурового раствора. Полное удаление неводных буровых растворов может представлять собой серьезную проблему, поскольку после таких буровых растворов может оставаться нефть на поверхностях обсадной колонны и пласта, что может отрицательно сказаться на качестве сцепления цементного кольца. В данной области техники известно, что такие буровые растворы могут дополнительно содержать глины, утяжелители или и то, и другое.
[0018] Во время большинства операций по цементированию обсадная колонна 1 находится внутри ствола скважины, имеющего стенку 2. Кольцевое пространство 3, таким образом, находится между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. Оптимальное удаление бурового раствора может произойти, когда обсадная колонна полностью центрирована в стволе скважины (фиг. 1а). 100% центрирование обсадной колонны максимально увеличивает эффективность циркуляции, поскольку отсутствуют узкие участки, которые могут оказывать сопротивление потоку бурового раствора. Однако достижение 100% центрирования обсадной колонны может быть недостижимо в наклонно-направленных или горизонтальных участках скважины (фиг. 1b). Под действием силы тяжести обсадная колонна имеет склонность перемещаться к стенке ствола скважины. В результате во время процесса размещения цемента, когда цементный раствор 4 закачивают для заполнения кольцевого пространства, эксцентрическое положение обсадной колонны может привести к неудовлетворительному вытеснению бурового раствора в узкой части кольцевого пространства между обсадной колонной и стволом скважины, оставляя канал для бурового раствора 5 (фиг. 2).
[0019] В настоящем изобретении предложены способы изменения свойств бурового раствора, а также достижения зональной изоляции. Варианты осуществления могут действовать против каналов для бурового раствора посредством взаимодействия с каналами для бурового раствора и изменения свойств каналов для бурового раствора.
[0020] В одном варианте осуществления нефтепоглощающий материал и гидрофобные частицы могут быть добавлены в цементный раствор. Цементный раствор может иметь плотность от приблизительно 10 фунтов массы/гал. до 24 фунтов массы/гал. Нефтепоглощающий материал может начать взаимодействовать с буровым раствором сначала на границе раздела между буровым раствором и цементом. Без привязки к какой-либо теории нефтепоглощающий материал может способствовать диффузии нефти в схватившийся цементный материал. После того как нефть из бурового раствора на нефтяной основе поглощается цементом или диффундирует в него, реологические свойства бурового раствора могут изменяться. Вследствие этого, буровой раствор может быть преобразован из текучего материала в пастообразную структуру. Такое преобразование внутри канала для бурового раствора может препятствовать течению бурового раствора внутри канала и служить для обеспечения зональной изоляции. Кроме того, нефтепоглощающие частицы в цементном кольце могут увеличиваться в размере, физически блокируя небольшие каналы или сжимая пастообразную структуру бурового раствора. Не поддающиеся набуханию волокна могут дополнительно укрепить пастообразную структуру.
[0021] Нефтепоглощающие частицы могут содержать каучук, измельченный каучук, полипропилен, полиэтилен, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, сополимер стирола и изопрена, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер или их комбинации. Нефтепоглощающие частицы могут присутствовать в цементном растворе в концентрации от 1 до 40 мас. % цемента.
[0022] В одном варианте осуществления процесс, способствующий достижению зональной изоляции, может включать в себя динамическое удаление канала для бурового раствора во время вытеснения цементного раствора. Нефтепоглощающие частицы 6 и волокна 7, протекающие возле канала для бурового раствора, могут физически удалять часть бурового раствора 5 и перемещать эту часть в сторону от канала для бурового раствора. Таким образом, частицы могут значительно уменьшать размер канала для бурового раствора или даже устранять его (фиг. 3).
[0023] В одном варианте осуществления материал, который повышает вязкость нефти, может быть добавлен в цементный раствор. Частицы, повышающие вязкость нефти, могут взаимодействовать с буровым раствором на нефтяной основе и диффундировать в него во время помещения или после процесса схватывания цемента, и повышать вязкость остаточного бурового раствора на нефтяной основе до такой степени, чтобы была достигнута зональная изоляция. Такие цементные композиции могут иметь достаточную концентрацию частиц, повышающих вязкость нефти, для увеличения динамического напряжения сдвига (Ty) до уровня, который выше, чем у цементных композиций, которые не содержат частиц, повышающих вязкость нефти. Повышение динамического напряжения сдвига может происходить в течение трех дней выдержки, и предельное динамическое напряжение сдвига, измеренное при помощи колебательной реометрии, может составлять по меньшей мере 100 Па. В некоторых случаях динамическое напряжение сдвига может повыситься до 4600 Па (см. Пример 3). Альтернативно, динамическое напряжение сдвига может составлять от 500 Па до 3000 Па. Альтернативно, динамическое напряжение сдвига может составлять от 1000 Па до 2000 Па. Чем выше динамическое напряжение сдвига, тем может быть лучше зональная изоляция.
[0024] Для всех вариантов осуществления цементный раствор может содержать портландцемент, высокоглиноземистый цемент, летучую золу, доменный шлак, микроцемент, геополимеры, химически связанные фосфатные керамические материалы, гипс, каучук или их комбинации. Цементный раствор дополнительно содержит полимеры, статистические сополимеры и блок-полимеры, содержащие чередующиеся секции одного химического соединения, разделенные секциями другого химического соединения, или соединительную группу с низкой молекулярной массой. Например, блок-полимеры могут иметь структуру (A-b-B-b-A), где A представляет блок, который является стеклообразным или полукристаллическим, а B представляет собой блок, который является эластомерным. В принципе, A может представлять собой любой полимер, который обычно считается термопластичным (например, полистирол, полиметилметакрилат, изотактический полипропилен, полиуретан и т. д.), а B может представлять собой любой полимер, который обычно считается эластомерным (например, полиизопрен, полибутадиен, простые полиэфиры, сложные полиэфиры и т. д.). Примеры термопластичных блок-полимеров включают стирол-изопрен-стирол (SIS), стирол-бутадиен-стирол (SBS) и их смеси. Блок-полимерная добавка может иметь одну или более форм, включая (но без ограничения) сферическую, яйцевидную, волокнистую, ленточную и сетчатую. Прочность на разрыв блок-полимера может варьироваться, помимо прочего, от приблизительно 1,5 МПа до 40 МПа, или от 3,4 до 34 МПа, или от 2 МПа до 3,45 МПа, или от 28 МПа до 34 МПа. Термопластичные блок-полимеры могут присутствовать в цементном растворе в концентрации от приблизительно 1 фунтов массы/барр. до 50 фунтов массы/барр. Или блок-полимер может присутствовать в цементном растворе в концентрации от 5 фунтов массы/барр. до 15 фунтов массы/барр. Размер частиц блок-полимера может составлять от приблизительно 1 мкм до 1000 мкм или от 300 мкм до 800 мкм.
[0025] Частицы термопластичного блок-полимера могут быть дополнительно связаны с одним или более соединениями из списка, включающего эмульсию полимера, содержащего бетаиновую группу, поли-2, 2, 1-бициклогептен (полинорборнен), алкилстирол, сшитые замещенные винилакрилатные сополимеры, диатомит, натуральный каучук, вулканизированный каучук, полиизопреновый каучук, винилацетатный каучук, полихлоропреновый каучук, бутадиен-акрилонитрильный каучук, гидрированный бутадиен-акрилонитрильный каучук, этиленпропилен-диеновый мономер, каучук на основе этиленпропиленового мономера, стирол-бутадиеновый каучук, сополимер стирола и изопрена, стирол/пропилен/диеновый мономер, бромированный поли(изобутилен-со-4-метилстирол), бутилкаучук, хлорсульфированные полиэтилены, полиакрилатный каучук, полиуретан, силиконовый каучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук, хлорированный полиэтилен, сополимер эпихлоргидрина и этиленоксида, этиленакрилатный каучук, каучук на основе этиленпропилен-диенового терполимера, сульфированный полиэтилен, фторсиликоновые каучуки, фторэластомеры, замещенные стиролакрилатные сополимеры и двухвалентные катионные соединения.
[0026] Не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна могут включать в себя полиэтилен, полиолефины, полистирол, поливинилхлорид, политетрафторэтилен, полидиметилсилоксан, эпоксидные смолы, полиакрилы или полиуретаны или их комбинации. Волокна могут взаимодействовать друг с другом с образованием взаимосвязанной сети в подземной скважине, дополнительно усиливая канал для бурового раствора. Не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна могут присутствовать в концентрации от 0,1 мас. % до 30 мас. % или от 5,0 мас. % до 10 мас. %. Не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна могут характеризоваться длиной от 500 мкм до 20 мм или от 1 мкм до 6 мм и диаметром от 100 нм до 1 мм или от 500 нм до 0,5 мм.
[0027] В дополнение к вышеупомянутым частицам и волокнам цементные растворы могут также содержать обычные добавки, такие как замедлители схватывания, ускорители, наполнители, добавки, снижающие водоотдачу, добавки для борьбы с поглощением, добавки для миграции газа, газогенерирующие добавки, добавки для расширения и противопенные добавки. Кроме того, цементные растворы могут содержать добавки, которые повышают гибкость и/или ударную прочность схватившегося цемента. Такие добавки включают, но без ограничения, гибкие частицы, имеющие модуль Юнга ниже чем приблизительно 5000 МПа и коэффициент Пуанссона выше чем приблизительно 0,3. Такие частицы могут иметь модуль Юнга ниже чем приблизительно 2000 МПа. Примеры включают в себя, помимо прочего, полипропилен, полиэтилен, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен и полиамид. Такие добавки также могут включать в себя волокна, выбранные из списка, содержащего полиамид, полиэтилен и поливиниловый спирт. Также могут быть включены металлические микроленты.
[0028] В одном варианте осуществления нефтепоглощающие частицы могут быть продолговатыми, волокнистыми, цилиндрическими или асимметричными. Такие частицы с соотношением сторон выше приблизительно 1 могут взаимодействовать друг с другом и образовывать взаимосвязанную сеть внутри цементного раствора. Продолговатая форма также может повышать поглощающую способность частиц. Более высокое соотношение сторон увеличивает вероятность того, что частицы будут контактировать друг с другом по всему цементному раствору, что обеспечивает более эффективное поглощение нефти и более низкие концентрации поглощающих частиц для достижения заданного результата.
[0029] Соотношение размеров частиц может составлять от 1,1 до 2000, или от 10 до 1500, или от 15 до 1000 до набухания, или от 2,2 до 3500, или от 4 до 1000, или от 6 до 350 после набухания.
[0030] Кроме того, температура, при которой работают описанные жидкости, может составлять от 80 °F до 400 °F или от 100 °F до 375 °F.
[0031] Для всех вариантов осуществления концентрация нефтепоглощающих частиц может варьировать в цементном кольце. Это может быть достигнуто путем изменения скорости добавления нефтепоглощающих частиц к цементному раствору во время смешивания и закачивания. Некоторые части цементного кольца могут не содержать нефтепоглощающих частиц. При условии наличия участков вдоль цементного кольца, обеспечивающих зональную изоляцию, скважина в целом может иметь гидравлический затвор. Например, секции, содержащие нефтепоглощающие частицы, могут быть расположены выше и ниже зон добычи. В этих условиях концентрация нефтепоглощающих частиц может варьировать от 0% до 40 мас.% цемента. Этот подход может быть более экономичным, чем в случаях, в которых нефтепоглощающие частицы присутствуют по всему цементному кольцу.
Примеры
Пример 1 - реологические свойства бурового раствора
[0032] Два цементных раствора объемом 600 мл получали в гомогенизаторе Уоринга согласно процедуре смешивания, опубликованной Американским институтом нефти (RP-10B). Плотность обоих растворов составляла 15 фунтов массы/гал. (1800 кг/м3). Оба раствора получали с использованием цемента класса H Texas Lehigh.
[0033] Сравнительная композиция раствора приведена в таблице 1.
| Добавка | Концентрация |
| AMPS/акриламидный coполимер | 0,3% BWOC |
| Полинафталинсульфонат натрия | 0,1% BWOC |
| Полисахаридный биополимер | 0,3% BWOC |
| Полипропиленгликоль | 0,050 гал./мешок |
| Вода | 6,02 гал./мешок |
Таблица 1. Сравнительная композиция цементного раствора. BWOC=по массе цемента; мешок=94-фунтовый мешок портландцемента. AMPS=2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота.
[0034] Композиция цементной согласно настоящему изобретению приведена в таблице 2. Цементный раствор содержал поглощающие частицы, состоящие из частиц измельченного каучука. Размер частиц каучука варьировал от 100 мкм до 800 мкм.
| Добавка | Концентрация |
| Измельченный каучук | 31,0% BVOB |
| Сульфат бария | 8,4% BVOB |
| Кристаллический диоксид кремния | 15% BVOB |
| AMPS/акриламидный coполимер | 0,3% BWOC |
| Полинафталинсульфонат натрия | 0,4% BWOC |
| Полисахаридный биополимер | 0,8% BWOC |
| Глюкогептонат натрия/кристаллический диоксид кремния/гематит | 0,5% BWOC |
| Полипропиленгликоль | 0,1 гал./мешок |
| Сoполимер SIS | 1% BWOB |
| Вода | 4,27 гал./мешок |
Таблица 2. Композиция цементного раствора согласно настоящему изобретению. BWOB=по массе смеси; BVOB=по объему смеси; SIS=стирол-изопрен-стирол
[0035] Оба раствора выдерживали в течение 35 минут при температуре 168 °F в атмосферном консистометре. Выбрали репрезентативный инвертно-эмульсионного буровой раствор с плотностью 13 фунтов массы/гал. (1620 кг/м3), который содержал дизельное топливо в качестве непрерывной фазы (MegaDril™ от компании Schlumberger). 15 мл выдержанного цементного раствора поместили на дно стеклянной пробирки. 5 мл бурового раствора осторожно добавляли сверху выдержанного цементного раствора. Стеклянные флаконы помещали в прибор Turbiscan AGS (доступный от Formulaction Inc., Уортингтон, Огайо), который предварительно нагревали до 140 °F (60 °C) и оставляли для отверждения на 8 дней. За это время цементный раствор приобрел прочность на сжатие, а буровой раствор в контакте с цементным раствором, содержащим поглощающие частицы, увеличил свой предел текучести по сравнению с пределом текучести при контакте со сравнительной цементной системой. Для количественной оценки этого реологического изменения буровые растворы извлекали из флаконов. Предел текучести анализировали на реометре TA-DHR3 (предлагаемом компанией TA Instruments, Нью-Касл, Делавэр) в конфигурации параллельных пластин. Качание амплитуды колебаний проводили при 68 °F (20 °C) с угловой частотой 10 рад/с и качанием логарифмической деформации в процентах от 0,01% до 100%. Буровой раствор, который подвергался воздействию поглощающего раствора, в некоторых случаях показал предел текучести приблизительно в 65 раз выше, чем у бурового раствора, подвергнутого воздействию сравнительного раствора суспензии в тех же условиях (фиг. 4).
Пример 2 - уменьшение канала для потока
[0036] Заявитель разработал лабораторный метод исследования способности цементного раствора, содержащего поглощающее вещество, уменьшать поток бурового раствора в канале, заполненном буровым раствором. Два цементных раствора объемом 600 мл получали в гомогенизаторе Уоринга. Цемент представлял собой портландцемент класса H. Плотность обоих растворов составляла 14,5 фунтов массы/гал. (1740 кг/м3). В обоих растворах применялись наполнители в виде летучей золы.
[0037] Сравнительная композиция раствора приведена в таблице 3.
| Добавка | Концентрация |
| Летучая зола | 40 фунтов/мешок |
| AMPS/акриламидный coполимер | 0,3% BWOC |
| Полинафталинсульфонат натрия | 0,3% BWOC |
| Полисахаридный биополимер | 0,3% BWOC |
| Кварцевая пыль | 8,0% BWOB |
| Лигносульфонат натрия | 0,3% BWOB |
| Полипропиленгликоль | 0,050 гал./мешок |
| Вода | 5,91 гал./мешок |
Таблица 3. Сравнительная композиция цементного раствора.
Композиция раствора согласно настоящему изобретению приведена в таблице 4.
| Добавка | Концентрация |
| Летучая зола | 40 фунтов/мешок |
| AMPS/акриламидный coполимер | 0,3% BWOC |
| Полинафталинсульфонат натрия | 0,1% BWOC |
| Полисахаридный биополимер | 0,3% BWOC |
| Полипропиленгликоль | 0,050 гал./мешок |
| Лигносульфонат натрия | 0,3% BWOB |
| Кварцевая пыль | 8,0% BWOB |
| Измельченный каучук | 5,0% BWOC |
| Сoполимер SIS | 1% BWOB |
| Вода | 5,87 гал./мешок |
Таблица 4. Композиция цементного раствора согласно настоящему изобретению.
[0038] Стальную трубу длиной 3 дюйма и шириной 1 дюйм закрывали крышкой с одного конца и заполняли цементным раствором, а затем закрывали крышкой с другого конца. В крышках выполняли небольшие вентиляционные отверстия для выравнивания давления во время отверждения под высоким давлением. Трубы, содержащие цементный раствор, загружали в камеру отверждения и выдерживали при температуре 170 °F (77 °F) и давлении 3000 фунтов/кв. дюйм (21 МПа). После схватывания цементного раствора в цементе просверливали отверстие, оставляя канал размером примерно 1/8 дюйма (0,3 см) в диаметре. Дно отверстия закрывали пробкой, канал заполняли буровым раствором MegaDril™ с плотностью 13 фунтов массы/гал. (1620 кг/м3) и оставляли для схватывания на 6 дней при атмосферных условиях. Проницаемость образовавшегося канала для бурового раствора измеряли по потоку воды через канал. Расход установился на уровне 1 мл/мин, и результирующее давление измеряли с помощью шприцевого насоса Teledyne ISCO серии D.
[0039] Результаты, представленные на фиг. 5, показывают, что цемент, полученный в соответствии с настоящим изобретением, был в 5 раз более устойчивым к давлению по сравнению со сравнительным цементом. Концентрация поглощающей добавки может быть отрегулирована для повышения давления еще выше, 14 фунтов/кв. дюйм, при необходимости. Чтобы масштабировать лабораторные результаты для реального применения, можно рассчитать, что 5 фунтов/кв. дюйм в 3-дюймовой трубке соответствует 3000 фунтов/кв. дюйм на расстоянии 50 футов.
Пример 3 - повышение вязкости нефти
[0040] Исследовали способность поглощающей частицы повышать вязкость нефти. Поглощающие частицы были изготовлены из полимеров полистирол-блок-поли(этилен-ран-бутилен) блок-полистирола и полистирол-блок-полибутадиен-блок-полистирола (производства компании Sigma-Aldrich Chemie GmbH, Штайнхайм, Германия). Нефть представляла собой нефть LVT200, гидрообработанный легкий дистиллят, производимый компанией Deep South Chemical, Inc., Бруссард, Лос-Анджелес.
[0041] Исследовали следующие образцы: 0,8 и 5,8 мас.% растворы полимера полистирол-блок-полибутадиен-блок-полистирол (PS-PB) в нефти LVT200 и 1 мас.%, 2,8 мас.%, 5,9 мас.% растворы полимера полистирол-блок-поли(этилен-ран-бутилен)-блок-полистирола (PS-PEPB-PS) в LVT200. Значения вязкости образцов измеряли с помощью реометра MCR300 от компании Anton Paar с геометрией параллельных пластин CC17 (фиг. 6). Результаты показывают, что вязкость нефти увеличивается с увеличением концентрации полимера.
Пример 4 - продолговатые нефтепоглощающие частицы с гидрофобными волокнами
[0042] Трубы длиной 5 дюймов и диаметром 1 дюйм закрывали крышкой с одного конца. Две трубы заполняли базовым раствором из таблицы 5 с добавлением 5,0% измельченного каучука. Две другие трубы содержали базовый раствор с добавлением 4,0% BWOC измельченного каучука и 1,0% BWOC не поддающегося набуханию волокна (предлагаемого компанией Ml Swaco, Хьюстон, штат Техас) (таблица 5). Диаметр волокна составлял от 30 до 50 мкм.
| Добавка | Концентрация |
| Летучая зола | 40 фунтов/мешок |
| AMPS/акриламидный coполимер | 0,3% BWOC |
| Полинафталинсульфонат натрия | 0,1% BWOC |
| Полисахаридный биополимер | 0,3% BWOC |
| Полипропиленгликоль | 0,050 гал./мешок |
| Лигносульфонат натрия | 0,3% BWOB |
| Кварцевая пыль | 8,0% BWOB |
| Вода | 5,87 гал./мешок |
Таблица 5. Композиция базового раствора.
[0043] Каналы диаметром 3 мм и длиной 7,5 дюймов создали путем вставки деревянных дюбелей в цементные растворы и удаления дюбелей спустя 24 часа, когда цементные растворы приобрели достаточную прочностью геля для поддержания структуры каналов. Затем каналы заполняли буровым раствором MegaDril (предлагаемым компанией MI-Swaco) с плотностью 13,0 фунтов массы/гал. (1560 кг/м3).
[0044] Спустя 72 часа взаимодействия схватившегося цемента и канала для бурового раствора значения проницаемости каналов измеряли с помощью такого же устройства, как описано в Примере 2. Давление, необходимо для инициации потока через тестовый канал, составляло приблизительно 32 фунта/кв. дюйм, что приблизительно на 50% выше среднего значения, наблюдаемого в случае сравнительных буровых растворов без волокон (фиг. 7).
[0045] Предыдущее описание было выполнено со ссылкой на представленные варианты осуществления. Специалистам в области техники и технологии, к которым относится настоящее изобретение, должно быть понятно, что альтернативы и изменения в описанных структурах и способах эксплуатации могут быть осуществлены на практике без значительного отступления от принципа и объема настоящего изобретения. Соответственно, вышеприведенное описание не следует рассматривать как относящееся только к точным структурам, описанным и показанным на сопроводительных графических материалах, а, скорее, следует рассматривать как совместимое и поддерживающее нижеследующую формулу изобретения, которая должна иметь самый полный и справедливый объем.
Claims (20)
1. Способ цементирования подземной скважины, включающий:
размещение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент, нефтепоглощающие частицы и не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна, имеющие длину между 500 мкм и 20 мм и диаметр между 100 нм и 1 мм, внутри подземной скважины, причем нефтепоглощающие частицы являются продолговатыми и имеют соотношение сторон между 15 и 1000 до набухания, и между 5 и 350 после набухания, и контактируют с неводным компонентом бурового раствора внутри подземной скважины и уменьшают текучесть неводного компонента бурового раствора.
2. Способ по п. 1, в котором нефтепоглощающие частицы содержат каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, сополимер стирола и изопрена, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер или их комбинации.
3. Способ по п. 1, в котором нефтепоглощающие частицы имеют размер частиц между 1 мкм и 1000 мкм.
4. Способ по п. 1, в котором продолговатые частицы взаимодействуют друг с другом в подземной скважине с образованием взаимосвязанной сети.
5. Способ по п. 1, в котором нефтепоглощающие частицы присутствуют в концентрации между 1% по массе цемента (BWOC) и 40% BWOC.
6. Способ по п. 1, в котором цементный раствор имеет плотность между 1,2 г/см3 (10 фунтов массы/гал.) и 2,9 г/см3 (24 фунтов массы/гал.).
7. Способ по п. 1, в котором неводный компонент содержит дизельное топливо, минеральное масло, олефины, сложные эфиры, синтетические парафины или очищенные парафины, или их комбинации.
8. Способ по п. 1, в котором концентрация нефтепоглощающих частиц варьирует в цементном растворе между 1% BWOC и 40% BWOC, тем самым создавая цементное кольцо в подземной скважине с переменной концентрацией нефтепоглощающих частиц.
9. Способ по п. 1, в котором не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна содержат полиэтилен, полиолефины, полистирол, поливинилхлорид, политетрафторэтилен, полидиметилсилоксан, эпоксидные смолы, полиакрилы или полиуретаны, или их комбинации.
10. Способ по п. 9, в котором не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна взаимодействуют друг с другом в подземной скважине с образованием взаимосвязанной сети.
11. Способ по п. 1, в котором не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна присутствуют в концентрации между 0,1 мас. % и 30 мас. %.
12. Способ цементирования подземной скважины, включающий:
размещение обсадной колонны внутри подземной скважины;
предоставление цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент, нефтепоглощающие частицы и не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна, имеющие длину между 500 мкм и 20 мм и диаметр между 100 нм и 1 мм, внутри подземной скважины,
причем нефтепоглощающие частицы являются продолговатыми и имеют соотношение сторон между 15 и 1000 до набухания, и между 5 и 350 после набухания, и
указанные нефтепоглощающие частицы контактируют с неводным компонентом остаточного бурового раствора на поверхностях обсадной колонны и пласта в подземной скважине для уменьшения текучести неводного компонента остаточного бурового раствора.
13. Способ по п. 12, в котором нефтепоглощающие частицы содержат каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, сополимер стирола и изопрена, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер, или их комбинации.
14. Способ по п. 12, в котором не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна содержат полиэтилен, полиолефины, полистирол, поливинилхлорид, политетрафторэтилен, полидиметилсилоксан, эпоксидные смолы, полиакрилы или полиуретаны, или их комбинации.
15. Способ по п. 12, в котором не поддающиеся набуханию гидрофобные волокна присутствуют в концентрации между 0,1 мас. % и 30 мас. %.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US62/868,024 | 2019-06-28 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022101885A RU2022101885A (ru) | 2023-07-28 |
| RU2829122C2 true RU2829122C2 (ru) | 2024-10-24 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452849C1 (ru) * | 2010-12-16 | 2012-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе |
| WO2017023159A1 (en) * | 2015-08-05 | 2017-02-09 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for well completions |
| WO2017087263A1 (en) * | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| US20170267911A1 (en) * | 2012-06-20 | 2017-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2452849C1 (ru) * | 2010-12-16 | 2012-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе |
| US20170267911A1 (en) * | 2012-06-20 | 2017-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications |
| WO2017023159A1 (en) * | 2015-08-05 | 2017-02-09 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for well completions |
| WO2017087263A1 (en) * | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11898088B2 (en) | Cement compositions and methods | |
| US12319867B2 (en) | Accelerating agents for resin cement composite systems for oil well cementing | |
| US7749942B2 (en) | Variable density fluids and methods of use in subterranean formations | |
| EP2981587B1 (en) | Polymeric compositions for downhole applications | |
| CA2926076A1 (en) | Traceable polymeric additives for use in subterranean formations | |
| US20160230071A9 (en) | Methods for Plug Cementing | |
| US10472554B2 (en) | Methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well | |
| US11898415B2 (en) | Cement compositions and methods | |
| CN1292059A (zh) | 使用在矿井构筑、修补和/或废弃中的组合物 | |
| US20250282988A1 (en) | Spacer fluids containing swellable abrasive particles | |
| US20170174977A1 (en) | Methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well | |
| NO20171898A1 (en) | Swellable glass particles for reducing fluid flow in subterranean formations | |
| WO2020264289A1 (en) | Well treatment methods | |
| RU2829122C2 (ru) | Цементные композиции и способы | |
| RU2796015C2 (ru) | Цементные композиции и способы | |
| US12049586B2 (en) | Cement compositions and methods | |
| RU2640621C2 (ru) | Композиции, содержащие печную пыль и волластонит, и способы их применения в подземных пластах | |
| CA2377347C (en) | Cementing spacers for improved well cementation | |
| US20140083700A1 (en) | Compositions and Methods for Plug Cementing |