EA012679B1 - Способы и материалы для зонной изоляции - Google Patents
Способы и материалы для зонной изоляции Download PDFInfo
- Publication number
- EA012679B1 EA012679B1 EA200800185A EA200800185A EA012679B1 EA 012679 B1 EA012679 B1 EA 012679B1 EA 200800185 A EA200800185 A EA 200800185A EA 200800185 A EA200800185 A EA 200800185A EA 012679 B1 EA012679 B1 EA 012679B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cement
- chemically active
- liquid component
- drilling
- surfactant
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 52
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 title description 11
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 85
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 59
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 30
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 26
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 19
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 17
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 15
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 15
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 15
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 15
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- -1 ethylene, propylene Chemical class 0.000 claims description 13
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 11
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims description 7
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical class C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 6
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 6
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 6
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- HECLRDQVFMWTQS-RGOKHQFPSA-N 1755-01-7 Chemical class C1[C@H]2[C@@H]3CC=C[C@@H]3[C@@H]1C=C2 HECLRDQVFMWTQS-RGOKHQFPSA-N 0.000 claims description 5
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 5
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 5
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 5
- 150000004668 long chain fatty acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 4
- 239000004641 Diallyl-phthalate Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N bis(prop-2-enyl) benzene-1,2-dicarboxylate Chemical class C=CCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC=C QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 229920013730 reactive polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical class S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 11
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 11
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 10
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000012295 chemical reaction liquid Substances 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 4
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 3
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 3
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 3
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 3
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 3
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 2
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 description 2
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 description 2
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 2
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 2
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 2
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 1-palmitoyl-2-arachidonoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCC IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical group [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052936 alkali metal sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 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
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006321 anionic cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 125000005265 dialkylamine group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001869 inorganic persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910003480 inorganic solid Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000787 lecithin Substances 0.000 description 1
- 235000010445 lecithin Nutrition 0.000 description 1
- 229940067606 lecithin Drugs 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 150000002646 long chain fatty acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- GEMHFKXPOCTAIP-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethyl-n'-phenylcarbamimidoyl chloride Chemical compound CN(C)C(Cl)=NC1=CC=CC=C1 GEMHFKXPOCTAIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920006254 polymer film Polymers 0.000 description 1
- 239000000244 polyoxyethylene sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 description 1
- 229940068968 polysorbate 80 Drugs 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 125000000467 secondary amino group Chemical group [H]N([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006337 unsaturated polyester resin Polymers 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B40/00—Processes, in general, for influencing or modifying the properties of mortars, concrete or artificial stone compositions, e.g. their setting or hardening ability
- C04B40/06—Inhibiting the setting, e.g. mortars of the deferred action type containing water in breakable containers ; Inhibiting the action of active ingredients
- C04B40/0633—Chemical separation of ingredients, e.g. slowly soluble activator
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/0027—Standardised cement types
- C04B2103/0028—Standardised cement types according to API
- C04B2103/0035—Type G
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/0045—Polymers chosen for their physico-chemical characteristics
- C04B2103/0046—Polymers chosen for their physico-chemical characteristics added as monomers or as oligomers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/0067—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone the ingredients being formed in situ by chemical reactions or conversion of one or more of the compounds of the composition
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к использованию по меньшей мере одного химически активного жидкого компонента, способного к последующей полимеризации или сшиванию для формирования твердого тела, для улучшения зонной изоляции и снижения влияния щелей и трещин в цементном кольце вокруг законченной подземной скважины. Оно включает стадии введения скважинного флюида, несущего химически активный компонент или добавку, в ствол скважины, введения цементирующего состава, такого как цементный раствор, в ствол скважины, предоставления возможности химически активному жидкому компоненту пройти по меньшей мере через одну из границ раздела между цементом и пластом, цементом и фильтрационной коркой бурового раствора, фильтрационной коркой бурового раствора и пластом перед образованием твердого тела из химически активного жидкого компонента, пересекающего по меньшей мере одну из границ раздела.
Description
Настоящее изобретение относится к способам и материалам для улучшения зонной изоляции при использовании химически активных материалов в бурении скважин и/или в процессе освоения скважин.
Предшествующий уровень техники изобретения
Операции бурения обычно включают монтирование буровой коронки на нижнем конце бурильной трубы или бурильной колонны и вращение буровой коронки в забое скважины для проникновения сквозь породу, образуя ствол скважины. Буровой раствор, обычно упоминаемый как буровой шлам, может циркулировать вниз через бурильную трубу снаружи буровой коронки и подниматься вверх к поверхности через межтрубное пространство между буровой трубой и межколонной стенкой. Буровой раствор имеет ряд назначений, включающих охлаждение и смазывание коронки, вывод выбуренной породы из скважины к поверхности, создание гидростатического давления в отношении стенки ствола скважины для предотвращения течения жидкостей из окружающего пласта в ствол скважины.
Буровой раствор может производить нежелательное механическое давление на породу вокруг ствола скважины и даже повредить резервуар. С увеличением глубины гидростатическое давление действует за пределами ствола скважины, и оно может нанести механический вред пласту и уменьшить способность скважины производить нефть или газ. Буровые растворы могут также раздроблять пласт, вынуждая останавливать бурение для изоляции трещины.
Поэтому время от времени необходимо укреплять пласт и закреплять ствол скважины.
После бурения интервала ствола скважины операции бурения останавливаются или прекращаются для изоляции ствола скважины, используя колонну труб, такую как колонна обсадных труб, или обсадную трубу в стволе скважины. Остановки обычно указываются, как перфорационные интервалы в обсаженной скважине. В интервале установки обсадной колонны изолирующий состав, такой как гидравлический цементный раствор, закачивается в кольцевое пространство между стенками ствола скважины и внешней поверхностью колонны труб, расположенных в нем. Жидкий цементный раствор затвердевает в кольцевом пространстве, таким образом формируя там цементное кольцо из затвердевшего, хорошо герметизирующего цемента. Цементное кольцо физически предохраняет и фиксирует в определенном положении трубу в стволе скважины и прикрепляет трубу к стволу скважины, при его помощи предотвращается нежелательное перемещение жидкостей между зонами и пластами, пронизанными стволом скважины.
Этот известный способ имеет несколько недостатков, включающих уменьшение диаметра скважины после каждого перфорационного интервала в обсаженной скважине и повышение стоимости самого крепления скважины обсадными колоннами.
Самым большим недостатком в обычных цементных работах является плохое связывание с пластом из-за присутствия фильтрационной корки бурового раствора на стенках ствола скважины. В результате этого присутствует течение и перемещение межпластовых жидкостей по слабым направлениям или микрозазору в кольцевой зазор между колонной обсадных труб и пластом горной породы.
В патенте США № 4760882 раскрыт способ для бурения и первичного цементирования, использующий буровой раствор, содержащий полимерные материалы, которые переходят в цемент при контакте с инициатором и, необязательно, радиоизлучением. Патенты США № 4768593 и 4547298 являются схожими, но требуют радиоизлучения для вулканизации. Патент США № 4760882 предлагает полезный уровень техники для цементирующего бурового раствора, а также хороший список химически активных полимеров с низкой молекулярной массой, включающий полибутадиены (ПБД) и производные и мономерный сшивающий агент, содержащий по крайней мере одну двойную связь, которая требуется для связи между цепями ПБД и других полимеров.
Патент США № 5293938 описывает способ образования в стволе скважины двухсоставного композитного материала из отвердевшего гидравлического цемента и твердого полимера, состоящего из гидравлического цемента и вулканизированного полимерного латекса. Способ закачивания смеси на место позволяет цементу затвердеть, затем латекс подвергается вулканизации.
Патент США № 5945387 относится к цементировочной пробке, которая комбинирует водорастворимый в воде мономер с полимерным латексом, как применялось выше. Мономер полимеризуется и латекс вулканизируется до высокопластичной и прочной массы. Никакие жидкие химически активные водонерастворимые полимеры с низкой молекулярной массой не используются и никакой цемент не используется. Патенты США № 6098711, 6234251, 6330917 описывают родственные способы и составы.
Патенты США № 4115336 и 4204998 раскрывают очень устойчивую (обратную) эмульсию воды в ненасыщенной полиэфирной смоле, которая затем смешивается с цементом. Смола полимеризуется или сшивается, используя ненасыщенный мономер, такой как стирол, и инициируется, например, пероксидами.
Патент США № 3437619 является ранним описанием полимер/цементного композитного материала, образованного полимеризующейся/сшивающейся полиэфирной смолой с ненасыщенным мономером, таким как стирол, вместе с гидратированным портландцементом, распределенным в смеси полиэфирная смола/мономер. Сначала цемент смешивается с полиэфиром и ненасыщенной мономерной органической жидкой фазой. Инициатор, порошкообразная водорастворимая персоль, такая как персульфат натрия, также распределяется в органической фазе. Из-за своей нерастворимости в органической жидкости ини
- 1 012679 циатор не вызывает полимеризацию или сшивание. Смесь остается работоспособной пастой некоторое время. Однако когда добавляется вода, инициатор активизируется из-за своего растворения и возможно высокого рН, побуждая органические соединения к началу полимеризации одновременно с гидратацией цемента.
Соответственно, есть необходимость в способах и материалах, улучшающих зонную изоляцию в стволе скважины.
Сущность изобретения
Изобретение имеет отношение к использованию одного или более водорастворимых химически активных жидких компонентов, допускающих последующую полимеризацию или сшивание, чтобы сформировать твердое тело или слои твердого материала для улучшения зонной изоляции и снижения сильного влияния трещин и расщелин на цементное кольцо вокруг выбуренной подземной скважины. Изобретение включает стадии по введению скважинного флюида, несущего химически активный компонент или добавку, в ствол скважины, введению цементирующей смеси, такой как жидкий цементный раствор, в ствол скважины и предоставлению возможности вышеупомянутому химически активному жидкому компоненту пройти по крайней мере через одну из границ раздела между цементом и пластом, цементом и фильтрационной коркой и фильтрационной коркой и пластом горной породы перед формированием твердого тела из вышеописанного химически активного жидкого компонента, который пересекает, как упоминалось выше, по крайней мере одну из границ раздела.
Предпочтительно цементный раствор, по крайней мере частично, затвердевает до затвердевания химически активных компонентов.
Изобретение улучшает способ создания скважины с помощью введения одной или более химически активных жидкостей в скважинный флюид. Скважинный флюид может быть специально адаптированным составом для обработки приствольной зоны, или, альтернативно, химически активный состав является добавкой к буровому раствору и/или к жидкому цементному раствору или к любой буферной жидкости, введенной в скважину. Добавка при полимеризации или сшивании производит предпочтительно твердый эластомер или эластомерный слой, проникающий по крайней мере через два из цемента, остаточной фильтрационной корки и пласта. Различные химически активные компоненты могут быть использованы, если добавляются к буровому раствору или цементу соответственно.
Изобретение обеспечивает методики для соединения границ раздела, присутствующих в кольцевом пространстве выбуренного ствола скважины. Эти границы раздела, как полагают, влияют на имеющиеся проблемы зонной изоляции, фильтрации и перетока между зонами. Любой химически активный компонент перемещается вследствие процессов, таких как просачивание, диффузия и т. п. действительный массовый перенос, через данную границу раздела. Альтернативно, существуют химически активные компоненты, присутствующие в обоих материалах на границе раздела таким образом, что последующие реакции устанавливают соединения и связи через них. Результатом процесса может быть, по крайней мере локально, непрерывный слой твердого материала через границу раздела. Когда процесс имеет место потенциально во множестве точек по границе раздела, окончательным результатом является создание герметического или, по крайней мере, улучшенного барьера против течения вдоль границ раздела.
В предпочтительном варианте практически водонерастворимый химически активный жидкий компонент включает по меньшей мере один жидкий мономер или твердый мономер, имеющий температуру плавления 60°С или меньше, химически активный жидкий олигомер, химически активный сшиваемый жидкий полимер с низкой молекулярной массой, имеющий среднюю молекулярную массу меньше чем 20000, или любую смесь из них, с достаточно низкой вязкостью для достаточного протекания для смешивания в жидком цементном растворе.
Использование поверхностно-активных веществ в любом скважинном флюиде, буровом растворе и/или жидком цементном растворе может в дальнейшем улучшить некоторые процессы после расположения, включая смачивание, перемещение и распределение химически активного компонента. Благоприятное воздействие поверхностно-активных веществ может быть расширено, если они способствуют полимеризации или сшиванию, обеспечивая, например, по крайней мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивания химически активного жидкого компонента.
Способы и составы данного изобретения могут быть в дальнейшем улучшены при использовании активатора, инициатора, катализатора, вулканизирующего агента или ускорителя в скважинном флюиде для содействия полимеризации или сшиванию. Полимеризация или сшивание могут быть в дальнейшем усовершенствованы посредством нагревания или естественными источниками, т.е. температурой резервуара, или с помощью введения искусственного источника тепла внутрь колонны обсадных труб для нагрева кольцевого пространство ствола скважины изнутри.
Эти и другие аспекты изобретения описываются в деталях в следующих примерах и сопроводительных чертежах.
- 2 012679
Краткое описание чертежей
Изобретение теперь будет описываться только в виде примеров, со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1А-1С представляют схематическую иллюстрацию аспектов данного изобретения;
фиг. 2 изображает блок-схему способа в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание
Настоящее изобретение относится к способу улучшенной герметизации и изоляции подземных зон, пронизанных стволом скважины.
Фиг. 1 схематично иллюстрирует способ для улучшенной зонной изоляции с помощью создания эластичной мембраны на стенках ствола скважины, имеющей непрерывное соединение между новым цементом, видоизмененной глинистой коркой и пластом. На фиг. 1А показана часть колонны 11 обсадных труб, окружающей скважину 10. Цементное кольцо 12, помещенное между колонной 11 обсадных труб и стенкой пласта 13, включает остаточные обрывки и слои фильтрационной корки 14 бурового раствора, обычно твердые частицы из бурового раствора. Внешний слой 131 пласта 13 изображается как подверженный проникновению жидкости из скважины 10 во время бурения или освоения скважины.
Фиг. 1В показывает, более детально, границы раздела между вышеупомянутыми материалами в кольцевом пространстве между колонной 11 обсадных труб и пластом 13, включая химически активные компоненты 15, добавляемые к буровому раствору. На этой стадии, проиллюстрированной на фиг. 1В, границы образуют часть слоя фильтрационной корки 14 бурового раствора и имеют частичное проникновение в пласт 13 горной породы. Как уже утверждалось в альтернативном варианте, химически активная жидкость 15 может быть вначале добавкой к цементу 12 и/или к цементу 12 и к буровому раствору/фильтрационной корке 14.
Фиг. 1С показывает более детально финальную стадию способа согласно варианту изобретения, где химически активные компоненты 15 формируют твердые слои 151 в пустотах и трещинах материалов 12, 13, 14 и через их границы раздела.
Способ данного изобретения имеет отношение и составляет единое целое со стадиями основного способа бурения и освоения скважины. Поскольку эти стадии относятся к варианту изобретения, они иллюстрируются на фиг. 2 и описываются ниже.
На стадии 1 осуществляется бурение скважины через подземные пласты, используя буровой раствор, который содержит практически водонерастворимую реакционную жидкость (РЛ1), которая является способной к последующей полимеризации или сшиванию для формирования твердого тела. Фильтрация бурового раствора в пористые породы образует фильтрационную корку бурового раствора на стенках ствола скважины, которая содержит повышенную концентрацию РЛ1, которая, по крайней мере частично, коалесцируется. РЛ1 также абсорбируется на поверхностях и порах пластов.
На стадии 2 осуществляется введение в скважину металлической колонны обсадных труб или обсадной трубы достаточной длины для покрытия интервала обнаженной породы.
На стадии 3 осуществляется замещение бурового раствора и закачивание в кольцевое пространство между колонной обсадных труб или обсадной трубой и фильтрационной коркой бурового раствора на стенках ствола скважины гидравлического цементного состава, основанного на воде, включающего также распределенную реакционную жидкость (РЛ2), которая является способной к последующей полимеризации или сшиванию, чтобы сформировать твердое тело, где РЛ2 может быть такой же, как РЛ1, или отличной, но являться способной к сополимеризации или сшиванию вместе с РЛ1.
На стадии 4 обеспечивается, по меньшей мере, частичное затвердевание гидравлического цементного состава.
На стадии 5 обеспечивается сшивание или полимеризация РЛ1 в фильтрационной корке бурового раствора и абсорбированной в или на пласте и РЛ2 в цементе для формирования множества связей и сшивок между РЛ1 и РЛ2 через границу раздела между фильтрационной коркой бурового раствора и цементом, таким образом создавая лабиринт непрерывных полимерных пленок сквозь цемент и фильтрационную корку бурового раствора, связанный также с пластом.
Вышеупомянутые стадии и их вариации описываются очень подробно в следующих частях подробного описания.
На стадии 1 буровой раствор содержит дисперсию химически активной жидкости РЛ1, которая находится в жидком состоянии при температуре циркулирующего бурового раствора. Она может быть выше, чем температура окружающей поверхности. Например, включаются химически активные материалы с температурой плавления около 60°С.
Во время бурения, использующего буровой раствор, содержащий РЛ1, некоторое количество бурового раствора будет просачиваться в поверхность пористых пластов. Твердые вещества бурового раствора и распределенная РЛ1 будут концентрироваться на поверхности, образуя фильтрационную корку бурового раствора. Сконцентрированная РЛ1 в порах фильтрационной корки бурового раствора будет иметь тенденцию к коалесценции и формированию непрерывных пленок, проникающих через корку.
РЛ1 может быть любым, практически водонерастворимым жидким мономером, химически активным олигомером и химически активным полимером с низкой молекулярной массой или любой смесью
- 3 012679 из них. Низкая молекулярная масса означает, что значение средней молекулярной массы меньше чем около 20000.
РЛ1 может содержать один или несколько мономеров, таких как стирол, дивинилбензол, диаллилфталат, жидкие сложные эфиры акриловой кислоты и метакриловой кислоты и моно-, ди- или трифункциональные спирты, или мономер с низкой температурой плавления, такой как дициклопентадиен (температура плавления около 32°С).
Олигомеры или жидкие полимеры с низкой молекулярной массой обычно показывают улучшенные характеристики по технике безопасности и охране труда по сравнению с мономерами и поэтому являются предпочтительными, по крайней мере, в качестве главного компонента РЛ1.
В предпочтительном варианте РЛ1 содержит химически активный олигомер или полимер бутадиена с низкой молекулярной массой, более предпочтительно характеризуемый тем, что, по крайней мере, половина межмономерных связей является 1,2-присоединительного типа. Это обеспечивает улучшенную сшивающую реакционноспособность из-за концевых винильных групп.
Скорость и степень сшивания могут быть увеличены с помощью примешивания мономера, такого как стирол, к жидкому полимеру. Более предпочтителен агент с двумя функциональными группами, такой как дивинилбензол и диаллилфталат, которые используются в качестве химически активного сшивающего агента.
Другие подходящие химически активные жидкости включают сополимеры бутадиена и стирола с низкой молекулярной массой и жидкий сополимер этилена, пропилена и дициклопентадиена (ДЦПД), содержащий остаточные химически активные ненасыщенные группы, обеспеченные ДЦПД группой.
Предпочтительный буровой раствор содержит РЛ1 при концентрации между около 3 и около 50 об.% жидкой фазы.
На стадии 1 буровой раствор желательно также включает одно или несколько поверхностноактивных веществ, адсорбирующихся на пластах горных пород, таким образом притягивая пленку РЛ1 к поверхности и в поры пористых пластов горной породы. Поверхностно-активные вещества могут быть добавлены к буровому раствору в пределах от 0,2 до 6,0 мас.% распределенной органической фазы. Некоторые примеры подходящих поверхностно-активных веществ встречаются, например, в патенте США № 4828724, имеющем отношение к буровым растворам, основанным на воде, содержащим эмульгированное масло, которое, как задумывалось, адсорбируется на поверхностях пласта, используя этоксилированные амины, этоксилированные диамины и четвертичные аммониевые поверхностно-активные вещества в качестве гидрофобных поверхностно-активных веществ.
В целях удобства термин «гидрофобные» используется для включения смачивания водонерастворимой жидкостью РЛ1.
Гидрофобные поверхностно-активные вещества могут содержать по крайней мере одну основанную на углеводороде гидрофобную группу, имеющую от 12 до около 22 атомов углерода, и по крайней мере одну адсорбционную «якорную» группу, которая является первичной аминогруппой, вторичной аминогруппой, третичной аминогруппой или четвертичной аммониевой группой. Это особенно полезно для гидрофобных, содержащих кремний пластов, таких как песчаник и глинистый сланец. Примеры включают моно- или диалкиламины, моно- или диалканоил амидамины, которые получаются конденсацией жирной кислоты с полиалкеленамином, алкил имидазолинами или солями любого из них. Моно- или ди(длинный алкил) четвертичные аммониевые соли и лецитин являются полезными гидрофобизаторами для глинистого сланца и песчаника.
Анионные эмульгаторы являются более эффективными для гидрофобных, богатых кальцием пород, таких как известняк, мел и ангидрит. Гидрофобы могут иметь по крайней мере одну углеводородную группу, имеющую от около 12 до около 22 атомов углерода. Поверхностно-активные вещества должны содержать по крайней мере одну адсорбционную якорную группу, которая является анионной группой, такой как карбоксилатная, сульфонатная, сульфат моноэфирная, фосфатная или фосфат эфирная. Анионные поверхностно-активные вещества могут быть представлены как солью щелочного металла, так и солью щелочно-земельного металла. Необходима осторожность при формировании основанных на воде жидкостей, использующих эти поверхностно-активные вещества. Необходимо избегать смачивания нефтяной породы сульфатом бария или карбонатом кальция, которые могут быть распределены в буровом растворе как, например, утяжелители. Нефтяное смачивание может иметь следствием нежелательную коалесценцию и сепарацию частиц. Чтобы избежать этого, возможно правильнее, например, регулировать плотность бурового раствора растворимыми солями, чем баритом или карбонатом кальция.
Особенно предпочтительными являются поверхностно-активные вещества, которые являются сложными эфирами жирной кислоты с длинной цепью звеньев или основываются на них, где длинная цепь звеньев жирной кислоты имеет от около 12 до около 22 атомов углерода, и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, которые имеют показатель гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) по крайней мере около 7 согласно определению в публикации «ГЛБ система» Имперского химического треста. Более желательный показатель ГЛБ находится в пределах от около 8 до около 18.
Сложные эфиры жирных кислот могут быть сложными эфирами полиэтиленгликоля (ПЭГ), слож
- 4 012679 ными эфирами сополимеров этиленоксида и пропиленоксида. Также включенными являются сложные эфиры длинноцепных жирных кислот и сорбита, глицерина, полиглицеринов, пентаэритрита, сахаров, триметилолпропана и их производных, таких как этоксилированные производные, которые показывают более высокий показатель ГЛБ по сравнению с основными сложными эфирами. Важно, что существуют или могут быть гидролизованы сложные эфиры жирных кислот с длинной цепочкой звеньев многих других полиолей и их производных, такие сложные эфиры, которые показывают желательное ГЛБ. Они включены в объем настоящего изобретения.
Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают моносложный эфир, образованный олеиновой кислотой и полиэтиленгликолем, ПЭГ, имеющим молекулярный вес 530 (12 моль этиленоксида). Это поверхностно-активное вещество имеет показатель ГЛБ около 13,4. Другим примером является сорбитмоноолеат ПОЕ 20, иначе известный как Полисорбат 80, коммерческое название ΤΑΕΕΝ 80. ПОЕ 20 относится к привитой полиоксиэтиленовой цепи, содержащей 20 моль этиленоксида. ΤΆΕΕΝ 80 имеет показатель ГЛБ около 15. Оба поверхностно-активных вещества постепенно гидролизуются известью в воде, скорость зависит от температуры. Поэтому, когда обогащенный известью цемент закачивается в контакте с фильтрационной коркой бурового раствора, щелочной цементный фильтрат будет являться причиной постепенного гидролиза поверхностно-активного вещества в фильтрационной корке бурового раствора, производя кальциевое мыло жирной кислоты. Скорость гидролиза является значительно медленной в буровом растворе при более низком используемом рН (например, рН 9,5, рН 13 для извести) и является, как правило, приемлемой для температур и предусмотренного времени. Если требуется еще более медленный гидролиз, могут быть использованы стерически затрудненные сложные эфиры, полученные из жирных кислот с разветвленной цепью и спиртов.
Эффективный ГЛБ смеси поверхностно-активных веществ может быть рассчитан, как объяснено в публикации Имперского химического треста «ГЛБ система». Например, смесь 70% ΤΑΕΕΝ 80 (ГЛБ=15) с 30% 8ΡΆΝ 20 (сорбитмонолаурат, показатель ГЛБ=4,3) имеет следствием показатель ГЛБ для смеси 11,8. Таким образом, может быть видно, что индивидуальный компонент поверхностно-активных веществ может иметь показатель ГЛБ меньше чем 7 до тех пор, пока он уравновешивается одним или несколькими поверхностно-активными веществами с более высоким показателем ГЛБ, таким образом, чтобы показатель ГЛБ смеси был выше 7.
Полиолы и ПЭГ гидрофильные группы, как известно, адсорбируются не только на кремнеземных, глинисто-сланцевых и глиноземных поверхностях, но также на карбонате кальция. Поэтому с помощью разумного выбора жирной кислоты и (например) молекулярной массы ПЭГ, формирующего сложный эфир с жирной кислотой, поверхностно-активные вещества будут покрывать почти все породы, которые встречаются. Более полезно на дальнейшей стадии процесса, чтобы осадки бурового раствора в скважине, такие как фильтрационная корка, контактировали с щелочным жидким цементным раствором при рН около 13. При высоком рН сложноэфирные группы будут гидролизоваться, освобождая жирную кислоту с длинной цепью звеньев в качестве кальциевого мыла. Это будут сильно гидрофобные (с РЛ1) твердые вещества в фильтрационной корке бурового раствора и горной породе на поверхности стенок ствола скважины.
На заключительной стадии этого процесса, как описано ниже, РЛ1 и дополнительная добавка в цемент (РЛ2) подвергаются полимеризации и сшиванию, производя непрерывные проникающие пленки твердого полимера, который адсорбируется на различных неорганических твердых поверхностях. Целостность и физические свойства застывших материалов поэтому были бы улучшены, если адсорбированные поверхностно-активные вещества подвергались бы реакции или сшиванию с РЛ1 в течение этой стадии, таким образом соединяя полимер с минеральными поверхностями.
Поэтому является особенно желательным, чтобы гидрофобные группы поверхностно-активных веществ содержали по крайней мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивание с химически активными жидкостями. Является даже более предпочтительным, чтобы двойная связь находилась в α, β (терминале) положении. В случае множественных двойных связей желательно, чтобы они были сопряженными.
В соответствии с этим вариантом осуществления адсорбированное поверхностно-активное вещество или продукт гидролиза, которые притягивают слой химически активной жидкости к поверхности пласта и поверхности твердого вещества в корке фильтрационного раствора, образуют ковалентные связи с твердым полимером. Это улучшает связывание с пластом горной породы и физические свойства измененной фильтрационной корки бурового раствора, содержащей полимерную сетку.
Обычно на стадии 2 способа бурения скважины, после того как определенный интервал пробурен, решаются, по различным причинам, стабилизировать этот интервал колонной обсадных труб со стальными трубами. Стальная колонна обсадных труб или обсадная труба спускаются в скважину. Буровой раствор, остающийся в скважине, затем замещается жидким цементным раствором, используя любой из разнообразия обычных способов достижения действенного замещения и наименьшего смешивания цемента со скважинным флюидом. Цемент закачивается для заполнения кольцевого зазора между наружной частью колонны обсадных труб и стенками ствола скважины, на которых находится фильтрационная корка бурового раствора.
- 5 012679
Ниже описан новый жидкий цементный раствор, используемый в способе данного изобретения.
Стадия 3 включает использование неорганического цементирующего материала в жидком растворе. Этот материал может быть гидравлическим цементом, подходящим для использования в стволе скважины. Предпочтительными цементами являются портландцементные сорта, которые представляются классификациями Американского нефтяного института от А вплоть до Н. Цементный порошок смешивается с достаточным количеством воды, формируя текучий жидкий раствор.
Практически водонерастворимая химически активная жидкость (РЛ2) смешивается с жидким цементным раствором обычно (но без ограничения) в дозировке между от около 5 до около 50 мас.% цемента. РЛ2 может быть идентична или отлична от РЛ1, но должна быть способна к сополимеризации или сшиванию с РЛ1.
Похожим образом, как описано выше для РЛ1, РЛ2 может быть любым практически водонерастворимым жидким мономером, химически активным олигомером или химически активным полимером с низкой молекулярной массой либо любой смесью из них.
РЛ2 выбирается из идентичного списка материалов, как описано выше для РЛ1.
Желательно также добавлять к жидкому цементному раствору поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, обычно дозированных в пределах между 0,1 и 3 мас.% цемента. Поверхностно-активные вещества выбираются, чтобы действовать двумя специфическими путями.
Во-первых, поверхностно-активное вещество практически предотвращает смачивание РЛ2 поверхности неорганических цементных частиц, поскольку они гидратируются, таким образом содействуя эффективному гидратированию и затвердеванию цемента в обычной манере.
Во-вторых, однако, поверхностно-активное вещество может быть выбрано таким образом, чтобы постепенно гидролизироваться взаимодействием с известью, выделяемой в течение процесса гидратирования цемента. Этот процесс затем производит кальциевую соль органической кислоты, которую затем адсорбируют и «гидрофобизируют» стенки пор цемента после, по крайней мере, частичного затвердевания цемента за период, по крайней мере, в несколько часов. Это притягивает слой РЛ2 на поверхности пор цемента, создавая непрерывные пленки, проникающие через теперь затвердевший цемент. РЛ2 присутствует в достаточной концентрации для образования менискового связывания множества соединительных частей пор в цементе.
Поэтому, после того как РЛ2 жидкость в конечном счете полимеризуется и сшивается, как описано в стадиях, которые следуют ниже, твердая эластомерная пленка проникает сквозь цемент, при этом пленка прочно адсорбируется на цементе. Это обеспечивает цемент со значительно улучшенными физическими свойствами и устойчивостью. Полимерные пробки, образованные в соединительных частях пор, сильно уменьшают проницаемость цемента, и гидрофобная природа пленки увеличивает сопротивление цемента воздействию воды, кислых газов и химикатов.
Предпочтительными поверхностно-активными веществами (например, теми, которые показывают временный диспергирующий эффект на РЛ2 и затем гидролизуются, чтобы произвести образцы, которые притягивают пленку РЛ2 на поровые цементные поверхности) являются поверхностно-активные вещества, основанные на сложных эфирах жирных кислот с длинной цепью звеньев. Длинная цепь звеньев означает цепь, имеющую от около 12 до около 22 атомов углерода. Поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ показывают показатель ГЛБ по крайней мере около 7, как определено в публикации Имперского химического треста «ГЛБ система». Более предпочтительно, чтобы показатель ГЛБ находился в пределах от около 8 до около 18.
Сложные эфиры жирных кислот могут быть выбраны из класса, включающего сложные эфиры полиэтиленгликоля (ПЭГ), сложные эфиры сополимеров этиленоксида и пропиленоксида. Также включенными являются сложные эфиры жирных кислот с длинной цепью звеньев и сорбита, глицерина, полиглицеринов, пентаэритрита, сахаров, триметилолпропана и их производных, такие как производные с привитыми полиоксиэтиленовыми цепями. Добавление ПОЕ цепи дает более высокий показатель ГЛБ по сравнению с базовыми сложными эфирами. Будет являться ценным, что существуют или могут быть гидролизованы сложные эфиры жирных кислот с длинной цепочкой звеньев других полиолей и производных подобных сложных эфиров, которые будут иметь желаемый показатель ГЛБ, и они также включаются.
Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают сорбитмоноолеат ПОЕ 20 и ПЭГ (12 моль ЕО) моноолеат, как предварительно описывалось.
Особенно предпочтительными являются сложноэфирные поверхностно-активные вещества, где жирно-кислотная часть или части содержат по крайней мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивания с химически активной жидкостью РЛ2.
Даже более предпочтительным является, чтобы двойная связь находилась в высокореакционноспособном α, β (терминале) положении, как показано в патенте США № 6433075.
В случае множественных двойных связей желательно, чтобы они были сопряженными.
В соответствии с этим вариантом осуществления соль жирной кислоты, прочно адсорбированная на поверхности цементного раствора, будет притягивать слой РЛ2 к поверхности и затем образовывать ко
- 6 012679 валентные связи к полимеру во время стадии полимеризации или сшивания РЛ2.
Это связывание полимера к цементному раствору имеет следствием дальнейшее улучшение физических свойств и устойчивости цемент/полимер композита.
В стадии 4 желательно, чтобы неорганический цемент, по крайней мере частично, затвердел до того, как химически активные водонерастворимые органические жидкости полимеризуются или сошьются (дальше «вулканизация») до большой степени. Время затвердевания неорганического цемента может варьироваться добавлением обычных ускорителей или замедлителей, но обычно достаточное затвердевание достигается между около четырьмя часами и около двенадцатью часами.
Стадия 5 включает стадию обеспечения полимеризации или сшивания реакционных жидкостей.
Виниловые реакционные жидкости могут быть вулканизированы добавлением свободно радикального инициатора, такого как органические и неорганические пероксиды или неорганические персульфаты, или 2,2'-азо(бис-амидинопропан)дигидрохлорид, или основанный на сере сшивающий агент, включающий ускорители, как представлено в патенте США № 6303683, радиоизлучением или любым другим подходящим способом из множества известных в области полимерной (особенно эластомерной) технологии.
В одном варианте осуществления инициатор сначала присутствует в буровом растворе для полного распределения в фильтрационной корке бурового раствора, и вулканизация вызывается, при желании, например, нагреванием укрепленного колоннами обсадных труб и зацементированного промежутка (интервала) ствола скважины.
В другом варианте осуществления инициатор присутствует только в жидком цементном растворе. Когда цемент образует очень близкий контакт с фильтрационной коркой, достаточное количество инициатора переходит в корку, чтобы инициировать вулканизацию РЛ1. В частности, водорастворимые инициаторы, такие как персульфат щелочного металла или аммония, будут переноситься цементным фильтратом в корку бурового раствора. Отсутствие инициатора в буровой жидкости отменяет преждевременную вулканизацию РЛ1.
Скорость вулканизации органической фазы в фильтрационной корке бурового раствора и цементе может варьироваться множеством способов, включающих следующее:
увеличение скорости вулканизации с помощью увеличения концентрации химически активных мономеров и/или дифункциональных сшивающих агентов в смеси с жидкими олигомерами или полимерами;
увеличение скорости с помощью увеличения дозы инициатора;
увеличение скорости с помощью добавления катализатора, например кобальт или соль другого переходного металла, растворимая в химически активной жидкости, такая как нафтенат кобальта, который будет катализировать свободно радикальные вулканизации;
увеличение скорости с помощью использования окислительно-восстановительной катализаторной пары окислитель и восстановитель;
увеличение скорости ускорителями в серовулканизационной системе;
увеличение скорости с помощью повышения температуры.
Наоборот, время вулканизации может быть удлинено реверсированием вышеописанных действий. Поэтому данное знание подземной температуры для интересующего интервала и степени охлаждения посредством бурения и цементирования поможет спроектировать эту вулканизацию, чтобы получение полимера производилось существенно позже, чем затвердеет неорганический цемент. Существует дополнительная отсрочка для времени органической вулканизации, которая является достаточно долгой, пока обычный цементный компонент композита будет затвердевать полностью для возобновления бурения. Когда скважина углубляется, буровой раствор становится постепенно теплее, что будет способствовать завершению вулканизации полимера.
Для более полной или быстрой вулканизации или из-за низкой температуры скважин источник тепла может быть помещен внутрь колонны обсадных труб для существенного повышения температуры выше окружающей. Например, порошкообразная безводная соль, имеющая сильно экзотермическую реакцию с водой, может быть суспендирована в масле. Высокая концентрация воды, эмульгированной в масле в качестве «обратной» эмульсии, затем подвергается смешиванию с соляным жидким цементным раствором непосредственно перед закачиванием смеси к нужному месту внутри колонны обсадных труб. Соль гидратируется, создавая большое повышение температуры, достаточное, чтобы провести вулканизацию химически активных жидкостей. Примером подходящей соли является безводный хлорид магния.
Должно быть отмечено, что вышеописанный вариант использования реакционной жидкости в буровом растворе и в цементе является наиболее квалифицированным применением способа в соответствии с данным изобретением. Зонная изоляция может быть уже улучшена присутствием одной из подобных систем, которые могут быть либо в буровом растворе, либо в цементе. Реакционная жидкость, например, сконцентрированная в фильтрационной корке бурового раствора, имеет тенденцию к диффузии и проникновению через границы раздела в пласт горной породы или цемент. Следовательно, улучшение изоляционных свойств может наблюдаться уже при использовании одной химически активной жидкости в одной системе.
- 7 012679
Основанные на экспериментальных результатах следующие примеры бурового раствора и цемента, как ожидается, дадут наилучшие результаты.
Примеры
Состав бурового раствора на баррель (метрические единицы):
0,59 барреля (94 л) воды,
3,0 фунта (1,36 кг) эмульгатора (моноолеатный сложный эфир полиэтиленгликоля, молекулярная масса 600),
0,32 барреля (51 л) химически активной жидкости (олигомер 1,2 полибутадиена (В 1000 Νίρροη Боба Со., молекулярная масса 1160)),
0,6 фунта (0,273 кг) ксантановой камеди,
2,0 фунта (0,91 кг) агента контроля понижения фильтрации (Ибкрас® 8ирет1о полианионная целлюлоза ИпШпд §рес1а1й1е8 1пс),
100 фунтов (45,5 кг) барита, рН устанавливался до рН 9 с ΝαΟΗ.
Состав цемента на баррель (альтернативно на 600 мл):
4,6 мешка (802 г) цемента ЭускегНоГГ С1а§8 О,
4,3 галлона на мешок (269 г) воды,
0,9 галлона на мешок (54 г) ПБД,
0,4 вес.% сухого цемента (3 г) ΤνΕΕΝ 80,
0,4 вес.% сухого цемента (3 г) персульфата калия,
0,06 галлона на мешок (5 г) диспергатора.
Claims (22)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ создания скважины в подземном пласте, включающий следующие стадии:приготовление скважинного флюида, содержащего практически водонерастворимый химически активный жидкий компонент, допускающий последующую полимеризацию или сшивание для образования твердого тела;введение скважинного флюида в ствол скважины;введение цементного раствора в ствол скважины;обеспечение установления химических связей химически активного жидкого компонента по крайней мере через одну из границ раздела между цементом и пластом, цементом и фильтрационной коркой бурового раствора, фильтрационной коркой бурового раствора и пластом;формирование твердого тела из химически активного жидкого компонента, которое пересекает по крайней мере одну из упомянутых границ раздела.
- 2. Способ по п.1, в котором цементный раствор, по меньшей мере, частично затвердевает до формирования твердого тела.
- 3. Способ по п.1, в котором скважинным флюидом является цементный раствор.
- 4. Способ по п.1, в котором скважинным флюидом является буровой раствор.
- 5. Способ по п.1, в котором скважинным флюидом является буровой раствор и цементный раствор.
- 6. Способ по п.5, использующий первый, по существу, водонерастворимый химически активный жидкий компонент в качестве добавки к буровому раствору и второй, по существу, водонерастворимый химически активный жидкий компонент в качестве добавки к цементному раствору, при этом первый и второй практически водонерастворимые химически активные жидкие компоненты являются способными к полимеризации или сшиванию друг с другом.
- 7. Способ по п.1, в котором жидкий цементный раствор включает портландцемент.
- 8. Способ по п.1, в котором твердое вещество, образованное полимеризацией химически активного жидкого компонента, является эластомером.
- 9. Способ по п.1, в котором, по существу, водонерастворимый химически активный жидкий компонент включает по меньшей мере один из жидкого мономера или твердого мономера, имеющего температуру плавления 60°С или меньше, химически активного жидкого олигомера, химически активного сшиваемого жидкого полимера с низкой молекулярной массой, имеющего значение средней молекулярной массы меньше чем около 20000, или любую смесь из них с достаточно низкой вязкостью для протекания в достаточной мере для смешивания в цементный раствор.
- 10. Способ по п.1, в котором практически водонерастворимый химически активный жидкий компонент выбирается из класса, включающего жидкие олигомеры и химически активные полимеры бутадиена; химически активные сополимеры бутадиена и стирола; химически активные сополимеры этилена, пропилена и дициклопентадиена; стирол; дивинилбензол; диаллилфталат; жидкие сложные эфиры акриловой кислоты и метакриловой кислоты и моно-, ди- и трифункциональные спирты; мономер с низкой температурой плавления или любую смесь из них.
- 11. Способ по п.10, в котором бутадиеновые олигомеры и полимеры характеризуются тем, что, по меньшей мере, половина межмономерных связей является 1,2-присоединительного типа, обеспечиваю- 8 012679 щего многочисленность химически активных концевых винильных групп.
- 12. Способ по п.4, в котором буровой раствор затем включает между около 1 и 30 г/л по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества, способствующего смачиванию пластов при бурении посредством химически активного жидкого компонента и/или абсорбции химически активного жидкого компонента в пористых пластах.
- 13. Способ по п.4, в котором буровой раствор дополнительно включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, включающее сложноэфирные группы жирных кислот с длинной цепью звеньев, причем жирная кислота имеет от около 12 до около 22 атомов углерода, при этом поверхностноактивное вещество или смесь поверхностно-активных веществ имеет показатель гидрофильнолипофильного баланса по меньшей мере от около 7 до около 18, и сложноэфирная группа является способной к гидролизу в присутствии извести или портландцемента, производя жирно-кислотную кальциевую соль.
- 14. Способ по п.3, в котором цементный раствор дополнительно включает от около 1 до около 30 г/л по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества, способствующего смачиванию пластов при бурении посредством химически активного жидкого компонента и/или абсорбции химически активного жидкого компонента в пористых пластах.
- 15. Способ по п.3, в котором цементный раствор дополнительно включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, включающее сложноэфирные группы жирных кислот с длинной цепью звеньев, жирная кислота имеет от около 12 до около 22 атомов углерода, и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ имеет показатель гидрофильно-липофильного баланса по меньшей мере от около 7 до около 18, и сложноэфирная группа является способной к гидролизу в присутствии извести или портландцемента, производя жирно-кислотную кальциевую соль.
- 16. Способ по п.12 или 14, в котором гидрофобные группы поверхностно-активного вещества содержат по меньшей мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивания химически активного жидкого компонента.
- 17. Способ по п.1, использующий активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель в скважинном флюиде.
- 18. Способ по п.17, в котором активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель присутствуют в цементном растворе.
- 19. Способ по п.18, в котором активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель являются водорастворимыми и перемещаются в фильтрационную корку бурового раствора посредством цементного фильтрата.
- 20. Способ по п.17, в котором активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель являются водорастворимой персульфатной солью.
- 21. Способ по п.1, в котором восстановитель смешивается с буровым раствором так, что он также присутствует в фильтрационной корке бурового раствора, и окислитель находится в цементном растворе так, что когда он закачивается к месту и контактирует с фильтрационной коркой бурового раствора, восстановитель и окислитель вместе образуют окислительно-восстановительный катализатор для сшивания или полимеризации химически активного жидкого компонента.
- 22. Способ по п.1, использующий источник нагревания, располагаемый внутри колонны обсадных труб для содействия сшиванию или полимеризации химически активного жидкого компонента.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0513388A GB2427630B (en) | 2005-06-30 | 2005-06-30 | Methods and materials for zonal isolation |
| PCT/GB2006/002351 WO2007003885A2 (en) | 2005-06-30 | 2006-06-26 | Methods and materials for zonal isolation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800185A1 EA200800185A1 (ru) | 2008-04-28 |
| EA012679B1 true EA012679B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=34856426
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800185A EA012679B1 (ru) | 2005-06-30 | 2006-06-26 | Способы и материалы для зонной изоляции |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8122959B2 (ru) |
| CN (1) | CN101253251B (ru) |
| CA (1) | CA2612121C (ru) |
| EA (1) | EA012679B1 (ru) |
| GB (1) | GB2427630B (ru) |
| MX (1) | MX2007016386A (ru) |
| WO (1) | WO2007003885A2 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8001430B2 (en) | 2005-06-30 | 2011-08-16 | Freescale Semiconductor, Inc. | Device and method for controlling an execution of a DMA task |
| AU2008245781B2 (en) | 2007-04-27 | 2012-06-28 | M-I Llc | Use of elastomers to produce gels for treating a wellbore |
| EP2150597A4 (en) * | 2007-04-27 | 2010-12-01 | Mi Llc | USE OF HARDENABLE LIQUID ELASTOMERS FOR THE MANUFACTURE OF GELS FOR THE TREATMENT OF A DRILL OXIDE |
| EP2110508A1 (en) | 2008-04-16 | 2009-10-21 | Schlumberger Holdings Limited | microwave-based downhole activation method for wellbore consolidation applications |
| CA2768936A1 (en) * | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Bp Corporation North America Inc. | Method to control driving fluid breakthrough during production of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
| WO2012174370A2 (en) * | 2011-06-17 | 2012-12-20 | M-I L.L.C. | Composition of polybutadiene-based formula for downhole applications |
| CN102604614B (zh) * | 2012-02-15 | 2013-11-27 | 成都欧美科石油科技股份有限公司 | 防窜固井水泥浆 |
| US9238770B2 (en) * | 2012-03-29 | 2016-01-19 | Kraton Polymers U.S. Llc | Low viscosity synthetic cement |
| WO2014093854A1 (en) * | 2012-12-13 | 2014-06-19 | Prime Eco Research And Development, Llc | Emulsions and methods usable within a wellbore |
| MX2015014096A (es) * | 2013-04-05 | 2016-02-18 | Mi Llc | Composiciones polimericas para aplicaciones agujero abajo. |
| CN103194187B (zh) * | 2013-04-09 | 2016-08-03 | 四川仁智油田技术服务股份有限公司 | 一种用于高密度油基钻井液的润湿剂及其应用 |
| CN103361041B (zh) * | 2013-08-09 | 2015-10-21 | 卫辉市化工有限公司 | 一种高密度防气窜固井水泥浆的制备方法 |
| CN103666420A (zh) * | 2013-11-29 | 2014-03-26 | 中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司 | 用于页岩气开发油基钻井液固井工艺的水泥浆 |
| NO338018B1 (no) * | 2013-12-04 | 2016-07-18 | Wellcem As | Fremgangsmåte for tetting av hydrokarbonbrønner. |
| US9783732B2 (en) | 2014-12-11 | 2017-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| AU2017246802B2 (en) * | 2016-04-07 | 2021-04-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Smart gel sealants for well systems |
| US11879090B2 (en) | 2016-04-07 | 2024-01-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method to enhance the self-sealing of well cement leakage pathways using a smart gel cement additive |
| US11486223B2 (en) | 2016-04-07 | 2022-11-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for sealing a void in a well using smart gels |
| US11377580B2 (en) * | 2016-09-23 | 2022-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for in situ formation of high glass transition temperature polymers |
| US10266745B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof |
| US10202537B1 (en) * | 2018-01-12 | 2019-02-12 | Saudi Arabian Oil Company | Cement compositions comprising high viscosity elastomers on a solid support |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5159980A (en) * | 1991-06-27 | 1992-11-03 | Halliburton Company | Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions |
| US5355954A (en) * | 1993-11-02 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| WO1997048655A1 (en) * | 1996-06-19 | 1997-12-24 | Atlantic Richfield Company | Method and cement-drilling fluid cement composition for cementing a wellbore |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2828820A (en) * | 1957-05-13 | 1958-04-01 | Harvel Res Corp | Novel compositions of matter and methods and steps of making and using the same |
| US3016092A (en) * | 1957-05-31 | 1962-01-09 | Harvel Res Corp | Compositions of matter and methods and steps of making and using the same |
| US3014530A (en) * | 1957-08-20 | 1961-12-26 | Harvel Res Corp | Compositions of matter and methods and steps for making and using the same |
| US3168139A (en) * | 1961-05-08 | 1965-02-02 | Great Lakes Carbon Corp | Converting drilling muds to slurries suitable for cementing oil and gas wells |
| BE638157A (ru) | 1961-11-13 | 1900-01-01 | ||
| GB1065053A (en) | 1962-10-19 | 1967-04-12 | Cement Marketing Company Ltd | Inorganic polymer structures |
| US3447608A (en) * | 1966-04-15 | 1969-06-03 | Dow Chemical Co | Open hole cement plugging |
| US3750768A (en) * | 1972-01-27 | 1973-08-07 | Shell Oil Co | Oil base drilling fluid filtrate-effected sand consolidation |
| US4115336A (en) | 1975-08-07 | 1978-09-19 | Crouzet Pierre | Stable aqueous polyester-monomer emulsions |
| US4204988A (en) | 1975-08-07 | 1980-05-27 | Crouzet Pierre A | Method of forming a product for use as a concrete substitute |
| US4768593A (en) | 1983-02-02 | 1988-09-06 | Exxon Production Research Company | Method for primary cementing a well using a drilling mud composition which may be converted to cement upon irradiation |
| US4547298A (en) | 1983-02-02 | 1985-10-15 | Exxon Production Research Co. | Drilling mud composition which may be converted to cement upon irradiation |
| US4760882A (en) | 1983-02-02 | 1988-08-02 | Exxon Production Research Company | Method for primary cementing a well with a drilling mud which may be converted to cement using chemical initiators with or without additional irradiation |
| DE3524796A1 (de) | 1984-07-14 | 1986-01-16 | Okura Kogyo K.K., Marugame, Kagawa | Verfahren zur herstellung von kunststoff-beton |
| US4721757A (en) | 1984-11-08 | 1988-01-26 | Rohm And Haas Company | Vinyl monomer compositions with accelerated surface cure |
| US4722976A (en) | 1985-11-22 | 1988-02-02 | Pony Industries, Inc. | Macromonomer-based polymer concrete compositions |
| US4874675A (en) | 1985-11-22 | 1989-10-17 | Sartomer Company, Inc. | Method of protecting or reconditioning a surface with a polymer concrete |
| GB8630295D0 (en) | 1986-12-18 | 1987-01-28 | Shell Int Research | Drilling fluid |
| US5382290A (en) * | 1991-04-26 | 1995-01-17 | Shell Oil Company | Conversion of oil-base mud to oil mud-cement |
| US5288807A (en) | 1991-07-02 | 1994-02-22 | Rohm And Haas Company | Vinyl monomer compositions with accelerated surface cure |
| US5181568A (en) * | 1991-09-26 | 1993-01-26 | Halliburton Company | Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations |
| JP3363904B2 (ja) | 1993-10-26 | 2003-01-08 | 出光興産株式会社 | 分岐状エチレン系マクロモノマー及びそれを用いた重合体 |
| US5458195A (en) * | 1994-09-28 | 1995-10-17 | Halliburton Company | Cementitious compositions and methods |
| US5747597A (en) | 1995-09-25 | 1998-05-05 | Dainippon Ink And Chemicals, Inc. | Curable resin composition and coating material composition |
| US5711383A (en) * | 1996-04-19 | 1998-01-27 | Halliburton Company | Cementitious well drilling fluids and methods |
| US5795924A (en) | 1996-07-01 | 1998-08-18 | Halliburton Company | Resilient well cement compositions and methods |
| US5688844A (en) | 1996-07-01 | 1997-11-18 | Halliburton Company | Resilient well cement compositions and methods |
| US5712314A (en) | 1996-08-09 | 1998-01-27 | Texaco Inc. | Formulation for creating a pliable resin plug |
| US5968879A (en) | 1997-05-12 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric well completion and remedial compositions and methods |
| CA2245610A1 (en) * | 1997-08-18 | 1999-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling fluids containing epoxy sealants and methods |
| US5873413A (en) * | 1997-08-18 | 1999-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying subterranean strata properties |
| GB2335679B (en) | 1998-03-27 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids |
| US6303683B1 (en) | 1998-07-28 | 2001-10-16 | Eurotech, Ltd. | Liquid ebonite mixtures and coatings and concretes formed therefrom |
| US6098711A (en) | 1998-08-18 | 2000-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for sealing pipe in well bores |
| US6234251B1 (en) | 1999-02-22 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient well cement compositions and methods |
| US7143828B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsion admixtures for improving cement elasticity |
| US7488705B2 (en) * | 2004-12-08 | 2009-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
-
2005
- 2005-06-30 GB GB0513388A patent/GB2427630B/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-06-26 MX MX2007016386A patent/MX2007016386A/es active IP Right Grant
- 2006-06-26 CA CA002612121A patent/CA2612121C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-26 WO PCT/GB2006/002351 patent/WO2007003885A2/en active Application Filing
- 2006-06-26 CN CN2006800314110A patent/CN101253251B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-26 EA EA200800185A patent/EA012679B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-06-26 US US11/993,353 patent/US8122959B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5159980A (en) * | 1991-06-27 | 1992-11-03 | Halliburton Company | Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions |
| US5355954A (en) * | 1993-11-02 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| WO1997048655A1 (en) * | 1996-06-19 | 1997-12-24 | Atlantic Richfield Company | Method and cement-drilling fluid cement composition for cementing a wellbore |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2427630A (en) | 2007-01-03 |
| GB2427630B (en) | 2007-11-07 |
| GB0513388D0 (en) | 2005-08-03 |
| MX2007016386A (es) | 2008-03-07 |
| US8122959B2 (en) | 2012-02-28 |
| EA200800185A1 (ru) | 2008-04-28 |
| CN101253251B (zh) | 2011-02-16 |
| WO2007003885A2 (en) | 2007-01-11 |
| WO2007003885A3 (en) | 2007-05-03 |
| US20100065273A1 (en) | 2010-03-18 |
| CA2612121A1 (en) | 2007-01-11 |
| CA2612121C (en) | 2009-12-15 |
| CN101253251A (zh) | 2008-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA012679B1 (ru) | Способы и материалы для зонной изоляции | |
| US7748455B2 (en) | Surfaced mixed epoxy method for primary cementing of a well | |
| JP5832063B2 (ja) | カチオン性ラテックスを含む坑井シーラント組成物及びその使用方法 | |
| US7723271B2 (en) | Method for sealing pipe in a well | |
| WO2009034287A1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| CA2926076A1 (en) | Traceable polymeric additives for use in subterranean formations | |
| US20070111900A1 (en) | Sealant compositions comprising solid latex | |
| US20200255334A1 (en) | Industrial fluids with dilution resistance and tunable viscosity, and methods of making and using industrial fluids | |
| US8770291B2 (en) | Hybrid cement set-on-command compositions and methods of use | |
| US9441147B2 (en) | Hybrid cement set-on-command compositions | |
| WO2020264289A1 (en) | Well treatment methods | |
| US10294406B2 (en) | Sealant composition for use in subterranean formations | |
| MX2014011609A (es) | Composiciones de cemento que comprenden copolimeros injertados con base de lignito y metodos de uso. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |