JP6275855B2 - Curable composition and method of use - Google Patents
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Description
関連出願の相互参照
本出願は、２０１２年３月９日に出願された米国特許出願第１３／４１７，００１号の一部継続出願であり、その開示全体が参照により本明細書に組み込まれる。
CROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS This application is a continuation-in-part of US patent application Ser. No. 13 / 417,001, filed Mar. 9, 2012, the entire disclosure of which is incorporated herein by reference.
実施形態は、地下作業に関し、ある実施形態においては、硬化性組成物及び地下層中での硬化性組成物の使用方法に関する。 Embodiments relate to underground work, and in certain embodiments, to curable compositions and methods of using the curable compositions in underground formations.
地下層中での井戸穴の掘削の最中では、掘削用流体が、とりわけ、掘削ビットを冷却するため、回転式掘削ストリングを潤滑してそれが井戸穴の壁に張り付くことを防止するため、高圧形成流体が井戸穴に突然に侵入することに対抗する静水圧ヘッドとして機能することにより噴出を防止するため、及び井戸穴から堀削による切りくずを除去するために用いられ得る。堀削流体は、堀削パイプ及び堀削ビットを通って下方に、次いで井戸穴を通って地表まで上方に循環され得る。用いられる堀削流体は、任意の数の流体（気体状もしくは液体状）ならびに流体と固体との混合物（例えば、固体懸濁液、混合物、及び乳濁液）であり得る。 During the drilling of a well hole in the underground layer, the drilling fluid, inter alia, to cool the drill bit, lubricate the rotary drill string and prevent it from sticking to the wall of the well hole, It can be used to prevent jetting by functioning as a hydrostatic head against the sudden intrusion of high pressure forming fluid into a well hole and to remove excavated chips from the well hole. The drilling fluid may be circulated down through the drill pipe and drill bit and then up to the ground through the well hole. The drilling fluid used can be any number of fluids (gaseous or liquid) and mixtures of fluids and solids (eg, solid suspensions, mixtures, and emulsions).
所望の深さまで堀削した後で、セメント固定化段階の前に及びこの段階を準備するにおいて、堀削ビットが、井戸穴から引き出され得て、堀削流体の循環が停止される。堀削流体は、堀削切りくずからの固体の濾過ケーキと共に井戸穴に残され得る。次に、パイプストリング（例えば、ケーシング、ライナーなど）が、井戸穴に導入され得る。井戸穴の深さ及びパイプストリングを井戸穴に導入する際に何らかの問題に遭遇したかどうかによって、堀削流体は、比較的長期、例えば最大で約２週間以上にわたって、井戸穴に比較的静的状態のまま留まり得る。堀削流体は一般に硬化性ではない（例えば、それらは、一般には、時間が経過しても固化した塊を形成しない）とはいえ、堀削流体は、時間経過とともにゲル強度が増加し得る。したがって、堀削流体が井戸穴中で静的状態にある期間中に、堀削流体のある部分はゲル強度が増し得、そのため、堀削流体を井戸穴内部から押しのけさせることがより困難となり得る。所望の時点で、パイプストリングは、セメント組成物を、パイプストリングを通じて、パイプストリングと井戸穴の壁との間の環中にポンピングすることによって適当な場所にセメント化され得、それにより、環中の堀削流体はセメント組成物によってそこから押しのけされる。様々な技法が、堀削流体を環から押しのけさせることを改善するために開発されてきたが、堀削流体が、長期にわたって井戸穴中で静的状態のままでいるためにゲル強度が増加した場合、堀削流体のある部分は、セメント組成物によって迂回される。堀削流体は硬化性ではない、すなわち、それは硬質の密封性の塊には硬化しないため、形成流体が井戸穴に入ってその中を流れるが、これは非常に望ましくない。 After drilling to the desired depth, and before and during the cement fixation step, the drill bit can be withdrawn from the well hole and the drilling fluid circulation is stopped. The excavation fluid can be left in the well with solid filter cake from the excavation chips. A pipe string (eg, casing, liner, etc.) can then be introduced into the well hole. Depending on the depth of the well and whether any problems have been encountered when introducing the pipe string into the well, the drilling fluid is relatively static in the well for a relatively long period of time, for example up to about 2 weeks or more. Can remain in a state. Excavation fluids are generally not curable (eg, they generally do not form a solidified mass over time), but excavation fluids can increase gel strength over time. Thus, during the period in which the drilling fluid is in a static state in the well hole, some portion of the drilling fluid may increase the gel strength, thus making it more difficult to push the drilling fluid out of the well hole. . At the desired time, the pipe string can be cemented in place by pumping the cement composition through the pipe string and into the ring between the pipe string and the well hole wall. The drilling fluid is pushed away therefrom by the cement composition. Various techniques have been developed to improve the excavation of the drilling fluid off the ring, but the gel strength increased as the drilling fluid remained static in the well hole over time. In some cases, some portion of the drilling fluid is diverted by the cement composition. The drilling fluid is not curable, i.e. it does not harden into a hard sealable mass, so the forming fluid enters the well hole and flows through it, which is highly undesirable.
いくつかの例では、硬化性組成物（一般に、「硬化性スポッティング組成物」と称される）は、堀削流体を除去し、堀削流体濾過ケーキが後続の一次セメント化作業の邪魔になるのを防止するために用いられ得る。これらの硬化性スポッティング組成物は、井戸穴中の堀削流体がかなりのゲル強度を得る機会を有する前に、例えば、パイプストリングを井戸穴に導入する前に、堀削流体を少なくとも部分的に押しのけするために用いられ得る。一般に、これらの硬化性スポッティング組成物は、ある期間、例えば最大で少なくとも２週間にわたって、井戸穴中で静的状態になった後でゲル強度の望ましくない増加を有するべきではないので、硬化性スポッティング組成物は、井戸穴から押しのけされ得る。井戸穴が硬化性スポッティング組成物によって少なくとも部分的に充填された後は、セメント化されるパイプストリングが、井戸穴に導入され得る。セメント組成物がパイプストリングを通じて環中にポンピングされたとき、パイプストリング及び環中の堀削流体（もしあれば）及び硬化性スポッティング組成物は、セメント組成物より前に押しのけされるべきである。破砕された状態で残っている、硬化性スポッティング組成物（もしあれば）または地下層の他の透水性部分は、固化された塊に硬化され、それにより、形成流体が環中に入るまたは流れ込むことを防止または低減すべきである。 In some examples, the curable composition (commonly referred to as a “curable spotting composition”) removes the drilling fluid and the drilling fluid filter cake interferes with the subsequent primary cementation operation. It can be used to prevent These curable spotting compositions allow the drilling fluid at least partially before the drilling fluid in the well hole has the opportunity to obtain significant gel strength, for example, before introducing the pipestring into the well hole. Can be used to push away. Generally, these curable spotting compositions should not have an undesired increase in gel strength after becoming static in the well for a period of time, for example up to at least 2 weeks, so The composition can be pushed away from the well. After the well hole is at least partially filled with the curable spotting composition, a cemented pipestring can be introduced into the well hole. When the cement composition is pumped through the pipe string into the ring, the pipe string and the drilling fluid (if any) and the curable spotting composition in the ring should be displaced prior to the cement composition. The curable spotting composition (if any) or other water permeable part of the underground that remains in the crushed state is hardened into a solidified mass, whereby the forming fluid enters or flows into the ring This should be prevented or reduced.
一般に「パドルジョブ」と称される代替の作業では、硬化性組成物は、ケーシング前に井戸穴中に配置され得、結果的に、硬化性組成物は、ケーシングのストリングが井戸穴中に配置されるのに十分長期にわたって流体のパドル状態に留まらなければならない。いったんケーシングストリングが、成功裏に位置付けられると、硬化性組成物は、固化された塊に硬化されるが、これは、密封性であり得る及び／または流体が井戸穴中で移動することを防止し得る。 In an alternative operation, commonly referred to as a “paddle job”, the curable composition can be placed in the well hole before the casing, and as a result, the curable composition is placed in the well hole by the string of casing. It must remain in a fluid paddle for long enough to be able to. Once the casing string is successfully positioned, the curable composition is cured into a solidified mass, which can be hermetic and / or prevent fluid from moving in the well hole. Can do.
硬化性組成物はこれまでも開発されてきたが、それらを地下のセメント化作業で成功裏に用いることでの課題が存在する。例えば、硬化性探索組成物として用いられる硬化性組成物は、理想的には、それらがセメント組成物または任意の関連付けられたスペーサ流体によって最終的に押しのけされることが可能となるように、十分長期にわたって流体状態に留まるべきである。同様に、パドルジョブ(puddle job)で用いられる硬化性組成物は、理想的には、ケーシングを井戸穴内に配置して位置付けるのに十分長期にわたって流体状態に留まるべきである。その上、硬化性組成物にとって、硬化性組成物が流体状態に留まることがもはや望まれなくなったときに、それが十分な圧縮強度を生じることが望ましい可能性がある。 Although curable compositions have been developed so far, there are challenges in using them successfully in underground cementation operations. For example, curable compositions used as curable search compositions are ideally sufficient so that they can eventually be displaced by a cement composition or any associated spacer fluid. Should remain in a fluid state for a long time. Similarly, the curable composition used in a puddle job should ideally remain in a fluid state long enough to place and position the casing in the well bore. Moreover, it may be desirable for the curable composition that it produces sufficient compressive strength when it is no longer desired that the curable composition remain in a fluid state.
これらの図面は、本方法の実施形態のうちのいくつかのもののある態様を示すものであり、本方法を限定または規定するために用いられるべきではない。 These drawings illustrate certain aspects of some of the embodiments of the method and should not be used to limit or define the method.
実施形態は、地下作業に関し、ある実施形態では、硬化性組成物及び地下層中での硬化性組成物の使用方法に関する。 Embodiments relate to underground work, and in certain embodiments, to curable compositions and methods of using the curable compositions in underground formations.
硬化性組成物の実施形態は、一般に、水、軽石、消石灰、及び硬化遅延剤を含み得る。オプションとして、硬化性組成物は、硬化活性剤をさらに含み得る。利点として、硬化性組成物の実施形態は、延長された期間にわたって、活性化後でさえも、ポンピング可能な流体状態に留まることが可能であり得る。例えば、硬化性組成物は、約１日、約３日、約５日、約７日以上にわたってポンピング可能な流体状態に留まり得る。その上、硬化性組成物の実施形態は、延長された期間にわたって低いゲル強度を維持し、ある期間にわたって井戸穴中に静的状態に留まった後で、それらの押しのけを許容し得る。例えば、硬化性組成物は、約１日、約３日、約５日、約７日以上にわたって２０ｌｂｓ．／１００ｆｔ．2未満の降伏点及び約２５ｌｂｓ．／１００ｆｔ．2未満のゲル強度成長度を有し得る。加えて、硬化性組成物は、約１日、約２日、約５日以上の５０ｐｓｉまでの初期設定を有し得る。利点として、硬化性組成物は、最終的には、比較的低い温度での活性化後にかなり圧縮力を生じ得る。硬化性組成物は、いくつかの地下作業には適切であり得るが、それらは、硬化性探索組成物及びパドルジョブなどの地下層中での配置後の拡大した硬化を有することが望ましい場合には特に適切な作業であり得る。実施形態では、硬化性組成物は、最大で約１５，０００ｐｓｉ以上の圧力を有する地下層中で用いられ得る。 Embodiments of the curable composition generally can include water, pumice, slaked lime, and a cure retardant. Optionally, the curable composition may further comprise a curing activator. As an advantage, embodiments of the curable composition may be able to remain in a pumpable fluid state for an extended period of time, even after activation. For example, the curable composition may remain in a pumpable fluid state for about 1 day, about 3 days, about 5 days, about 7 days or more. Moreover, embodiments of the curable composition may maintain low gel strength over an extended period of time and allow their displacement after remaining static in the well hole for a period of time. For example, the curable composition can be about 20 lbs. Over about 1 day, about 3 days, about 5 days, about 7 days or more. / 100 ft. 2 yield point and about 25 lbs. / 100 ft. It may have a gel strength growth of less than 2 . In addition, the curable composition may have an initial setting up to 50 psi of about 1 day, about 2 days, about 5 days or more. As an advantage, the curable composition can ultimately produce a considerable compressive force after activation at a relatively low temperature. The curable compositions may be appropriate for some underground operations, but they are desirable when they have an expanded cure after placement in the underground layer, such as curable search compositions and paddle jobs. Can be a particularly suitable task. In embodiments, the curable composition may be used in an underground formation having a pressure of up to about 15,000 psi or greater.
硬化性組成物の実施形態で用いられる水は、それが、硬化性組成物中の他の構成要素に好ましくない影響を与え得る構成要素を過剰に含まないかぎり、任意のソースからのものであり得る。例えば、硬化性組成物は、淡水または塩水を含み得る。塩水は、一般に、中に１つ以上の溶解した塩を含み得、特定の用途に対して所望次第で飽和または非飽和であり得る。海水またはブラインは、実施形態で用いるのに適し得る。さらに、水は、ポンピング可能な流体を形成するのに十分な量が存在し得る。ある実施形態では、水は、軽石の約３３重量％〜約２００重量％の量が、硬化性組成物中に存在し得る。ある実施形態では、水は、ある実施形態では、水は、軽石の約３５重量％〜約７０重量％の量が、硬化性組成物中に存在し得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって適切な水の量を認識するであろう。 The water used in the curable composition embodiments is from any source, as long as it does not contain excessive components that can adversely affect other components in the curable composition. obtain. For example, the curable composition can include fresh water or salt water. Brine generally can include one or more dissolved salts therein and can be saturated or unsaturated as desired for a particular application. Sea water or brine may be suitable for use in embodiments. Further, water may be present in an amount sufficient to form a pumpable fluid. In certain embodiments, water may be present in the curable composition in an amount from about 33% to about 200% by weight of pumice. In certain embodiments, the water can be present in the curable composition in certain embodiments in an amount from about 35% to about 70% by weight of the pumice. One of ordinary skill in the art with the benefit of this disclosure will be aware of the appropriate amount of water for the chosen application.
硬化性組成物の実施形態は、軽石を含み得る。一般に、軽石は、それが消石灰及び水の存在下では硬化及び固化し得るという点でセメント的な特性を示し得る火山岩である。軽石はまた、粉砕され得る。一般に、軽石は、特定の用途にとって所望の任意の粒子サイズ分布を有し得る。ある実施形態では、軽石は、約１ミクロン〜約２００ミクロンの範囲のｄ５０の粒子サイズ分布を有し得る。ｄ５０という値は、英国のＷｏｒｃｅｓｔｅｒｓｈｉｒｅのＭａｌｖｅｒｎ Ｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔｓによって製造されたものなどの特定のサイズ分析器によって測定され得る。特定の実施形態では、軽石は、約１ミクロン〜約２００ミクロン、約５ミクロン〜約１００ミクロン、または約１０ミクロン〜約２５ミクロンの範囲のｄ５０の粒子サイズ分布を有し得る。１つの特定的な実施形態では、軽石は、約１５ミクロン以下のｄ５０サイズ分布を有し得る。適切な軽石の例は、Ｈｅｓｓ Ｐｕｍｉｃｅ Ｐｒｏｄｕｃｔｓ、Ｉｎｃ．（Ｍａｌａｄ，Ｉｄａｈｏ）から、約１５ミクロン以下のｄ５０サイズ分布を有するＤＳ−３２５軽量集約物として入手可能である。小さすぎる粒子サイズは混合性の問題を有し得、一方で大きすぎる粒子サイズは、組成物中で効果的に懸濁され得ないことを理解すべきである。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって適切な軽石の粒子サイズを選択することが可能であるはずである。 Embodiments of the curable composition can include pumice. In general, pumice is a volcanic rock that can exhibit cementitious properties in that it can harden and solidify in the presence of slaked lime and water. Pumice can also be crushed. In general, pumice may have any desired particle size distribution for a particular application. In certain embodiments, the pumice may have a particle size distribution with a d50 in the range of about 1 micron to about 200 microns. The d50 value can be measured by a specific size analyzer such as that manufactured by Malvern Instruments of Worcestershire, UK. In certain embodiments, the pumice may have a particle size distribution with a d50 ranging from about 1 micron to about 200 microns, from about 5 microns to about 100 microns, or from about 10 microns to about 25 microns. In one particular embodiment, the pumice may have a d50 size distribution of about 15 microns or less. Examples of suitable pumice stones are available from Hess Volume Products, Inc. (Malad, Idaho) as a DS-325 lightweight aggregate having a d50 size distribution of about 15 microns or less. It should be understood that a particle size that is too small can have mixing problems, while a particle size that is too large cannot be effectively suspended in the composition. One of ordinary skill in the art having the benefit of this disclosure should be able to select an appropriate pumice particle size for the chosen application.
硬化性組成物の実施形態は、消石灰を含み得る。本明細書で用いられる「消石灰」は、水酸化カルシウムを意味するものと理解される。いくつかの実施形態では、消石灰は、水と混合されて消石灰を形成するときに水酸化する生石灰（酸化カルシウム）として提供され得る。消石灰は、例えば、軽石との水硬性組成物を形成するために、硬化性組成物の実施形態に含まれ得る。例えば、消石灰は、約１０：１〜約１：１または約３：１〜約５：１の軽石対消石灰重量比で含まれ得る。消石灰は、存在する場合には、例えば、軽石の約１０重量％〜約１００重量％の範囲の量だけ硬化性組成物中に含まれ得る。いくつかの実施形態では、消石灰は、軽石の約１０重量％、約２０重量％、約４０重量％、約６０重量％、約８０重量％、または約１００重量％のうちの任意のもの及び／またはこれらのうちの任意のものを含むものの間の範囲の量だけ存在し得る。いくつかの実施形態では、硬化性組成物中に存在する硬化性の構成要素は、本質的には、軽石及び消石灰から成り得る。例えば、硬化性の構成要素は、主として、水の存在下で水圧硬化するいかなるさらなる構成要素（例えば、ポートランドセメント、フライアッシュ、スラグセメント）なしで、軽石及び消石灰を含み得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって含むべき消石灰の適切な量を認識するであろう。 Embodiments of the curable composition can include slaked lime. As used herein, “slaked lime” is understood to mean calcium hydroxide. In some embodiments, slaked lime can be provided as quick lime (calcium oxide) that is hydroxylated when mixed with water to form slaked lime. Slaked lime can be included in embodiments of the curable composition, for example, to form a hydraulic composition with pumice. For example, slaked lime may be included in a pumice to slaked lime weight ratio of about 10: 1 to about 1: 1 or about 3: 1 to about 5: 1. Slaked lime, if present, may be included in the curable composition, for example, in an amount ranging from about 10% to about 100% by weight of pumice. In some embodiments, the slaked lime is any of about 10%, about 20%, about 40%, about 60%, about 80%, or about 100% by weight of pumice and / or Or it may be present in an amount in the range between those including any of these. In some embodiments, the curable component present in the curable composition may consist essentially of pumice and slaked lime. For example, curable components may include pumice and slaked lime, primarily without any further components that are hydraulically cured in the presence of water (eg, Portland cement, fly ash, slag cement). One of ordinary skill in the art having the benefit of this disclosure will recognize the appropriate amount of slaked lime to include for the selected application.
硬化性組成物の実施形態は、硬化遅延剤を含み得る。広い範囲の様々な遅延剤が、硬化性組成物中で用いるのに適切であり得る。例えば、硬化遅延剤は、アミノトリス（メチレンホスホン酸）、エチレンジアミンテトラ（メチレンホスホン酸）、ジエチレントリアミンペンタ（メチレンホスホン酸）などのホスホン酸と、ナトリウムリグノスルホン酸塩、カルシウムリグノスルホン酸塩などのリグノスルホン酸(lignosulfonate)と、第一錫硫酸塩、酢酸鉛、一塩基リン酸カルシウムなどの塩と、クエン酸、酒石酸などの有機酸と、ヒドロキシルエチルセルロース（ＨＥＣ）及びカルボキシメチルヒドロキシエチルセルロース（ＣＭＨＥＣ）などのセルロース誘導体と、スルホン酸塩官能化されたアクリルアミドアクリル酸コポリマーのようなスルホン酸塩及びカルボン酸群を含む合成コポリマーまたはターポリマーと、アルカリホウ酸塩、メタホウ酸ナトリウム、四ホウ酸ナトリウム、五ホウ酸カリウムなどのホウ酸塩(borate)化合物と、これらの誘導体または混合物と、を含む。適切な硬化遅延剤の例は、とりわけ、ホスホン酸誘導体を含む。適切な硬化遅延剤の一例は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．から入手可能なＭｉｃｒｏ Ｍａｔｒｉｘ（登録商標）セメント遅延剤である。一般的に、硬化遅延剤は、所望時間にわたって硬化を遅延させるに十分な量だけ硬化性組成物中に存在し得る。いくつかの実施形態では、硬化遅延剤は、軽石の約０．０１重量％〜約１０重量％の範囲の量だけ硬化性組成物中に存在し得る。特定の実施形態では、硬化遅延剤は、軽石の約０．０１重量％、約０．１重量％、約１重量％、約２重量％、約４重量％、約６重量％、約８重量％、または約１０重量％のうちの任意のもの及び／またはこれらのうちの任意のものを含むものの間の範囲の量だけ存在し得る。加えて、１つ以上の硬化遅延剤が、所与の用途に対して用いられ得るため、硬化性組成物の任意の実施形態は、１つ以上の硬化遅延剤を含み得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって含むべき硬化遅延剤の適切な量を認識するであろう。 Embodiments of the curable composition can include a cure retardant. A wide range of various retarders may be suitable for use in the curable composition. For example, curing retarders include phosphonic acids such as aminotris (methylenephosphonic acid), ethylenediaminetetra (methylenephosphonic acid), diethylenetriaminepenta (methylenephosphonic acid), and lignosulfonates such as sodium lignosulfonate and calcium lignosulfonate. Sulfonic acid (lignosulfonate), salts such as stannous sulfate, lead acetate, monobasic calcium phosphate, organic acids such as citric acid and tartaric acid, and celluloses such as hydroxyl ethyl cellulose (HEC) and carboxymethyl hydroxyethyl cellulose (CMHEC) A synthetic copolymer or terpolymer comprising a derivative and a sulfonate and carboxylic acid group such as a sulfonate-functionalized acrylamide acrylic acid copolymer; an alkali borate, sodium metaborate, sodium tetraborate Borate compounds such as potassium and potassium pentaborate, and derivatives or mixtures thereof. Examples of suitable cure retardants include, inter alia, phosphonic acid derivatives. An example of a suitable cure retardant is Halliburton Energy Services, Inc. Micro Matrix® cement retarder available from In general, the retarder may be present in the curable composition in an amount sufficient to retard cure over a desired time. In some embodiments, the retarder may be present in the curable composition in an amount ranging from about 0.01% to about 10% by weight of pumice. In certain embodiments, the retarder is about 0.01%, about 0.1%, about 1%, about 2%, about 4%, about 6%, about 8% by weight of pumice. %, Or any of about 10% by weight and / or amounts in the range between those containing any of these may be present. In addition, since one or more cure retardants can be used for a given application, any embodiment of the curable composition can include one or more cure retardants. One of ordinary skill in the art having the benefit of this disclosure will recognize the appropriate amount of cure retardant to be included for the chosen application.
前に述べたように、硬化性組成物の実施形態は、オプションとして、分散剤を含み得る。適切な分散剤の例は、制限なく、スルホン化ホルムアルデヒド系（-based）の分散剤（例えば、スルホン化アセトンホルムアルデヒド縮合物）を含み、その例は、Ｇｅｏ Ｓｐｅｃｉａｌｔｙ Ｃｈｅｍｉｃａｌｓ（Ａｍｂｌｅｒ，Ｐｅｎｎｓｙｌｖａｎｉａ）から入手可能なＤａｘａｄ（登録商標）１９分散剤を含み得る。他の適切な分散剤は、ＢＡＳＦ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ（Ｈｏｕｓｔｏｎ，Ｔｅｘａｓ）から入手可能なＬｑｕｉｍｅｎｔ（登録商標）５５８１Ｆ及びＬｉｑｕｉｍｅｎｔ（登録商標）５１４Ｌ分散剤またはＣｏａｔｒｅｘ（Ｇｅｎａｙ， Ｆｒａｎｃｅ）から入手可能なＥｔｈａｃｒｙｌ（商標）Ｇ分散剤などのポリカルボキシル化エーテル分散剤であり得る。適切な市販の分散剤のさらなる例は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ（Ｈｏｕｓｔｏｎ，Ｔｅｘａｓ）から入手可能なＣＦＲ（商標）−３分散剤である。Ｌｉｑｕｉｍｅｎｔ（登録商標）５１４Ｌ分散剤は、水中に３６重量％のポリカルボキシレート化エーテルを含み得る。様々な分散剤が実施形態により用いられ得るが、ポリカルボキシレート化エーテル分散剤は、いくつかの実施形態で用いるには特に適し得る。理論によって制限されることなく、ポリカルボキシレート化エーテル分散剤は、硬化性組成物の他の構成要素と相乗的に相互作用し得ると信じられている。例えば、ポリカルボキシレート化エーテル分散剤は、ある硬化遅延剤（例えば、ホスホン酸誘導体）と反応して、結果として、軽石及び消石灰を長期間にわたって硬化性組成物中に懸濁させるゲルの形成をもたらすと信じられている。 As previously mentioned, embodiments of the curable composition can optionally include a dispersant. Examples of suitable dispersants include, without limitation, sulfonated formaldehyde-based dispersants (eg, sulfonated acetone formaldehyde condensates), examples of which are available from Geo Specialty Chemicals (Ambler, Pennsylvania) Daxad® 19 dispersant may be included. Other suitable dispersants are Lquiment® 5581F available from BASF Corporation (Houston, Texas) and Liquiment® 514L dispersant or Ethacryl® G available from Coatrex (Genay, France). It can be a polycarboxylated ether dispersant such as a dispersant. A further example of a suitable commercially available dispersant is the CFR ™ -3 dispersant available from Halliburton Energy Services (Houston, Texas). Liquiment® 514L dispersant may contain 36% by weight polycarboxylated ether in water. While various dispersants can be used according to embodiments, polycarboxylated ether dispersants can be particularly suitable for use in some embodiments. Without being limited by theory, it is believed that polycarboxylated ether dispersants can interact synergistically with other components of the curable composition. For example, polycarboxylated ether dispersants react with certain cure retardants (eg, phosphonic acid derivatives), resulting in the formation of a gel that suspends pumice and slaked lime in the curable composition for an extended period of time. It is believed to bring.
いくつかの実施形態では、分散剤は、軽石の約０．０１重量％〜約５重量％の範囲の量だけ硬化性組成物中に含まれ得る。特定の実施形態では、分散剤は、軽石の約０．０１重量％、約０．１重量％、約０．５重量％、約１重量％、約２重量％、約３重量％、約４重量％、または約５重量％のうちの任意のもの及び／またはこれらのうちの任意のものを含むものの間の範囲の量だけ存在し得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって含むべき分散剤の適切な量を認識するであろう。 In some embodiments, the dispersant may be included in the curable composition in an amount ranging from about 0.01% to about 5% by weight of pumice. In certain embodiments, the dispersant is about 0.01%, about 0.1%, about 0.5%, about 1%, about 2%, about 3%, about 4% of pumice. It may be present in an amount ranging between wt%, or any of about 5 wt% and / or including any of these. One of ordinary skill in the art having the benefit of this disclosure will recognize the appropriate amount of dispersant to include for the chosen application.
いくつかの実施形態では、増粘剤が、硬化性組成物中に含まれ得る。増粘剤は、流体の流動性を最適化し、懸濁物を安定化するために含まれ得る。制限なく、増粘剤の例はベントナイトなどの膨潤性の粘土またはセルロース誘導体などのバイオポリマー（例えば、ヒドロキシエチルセルロース、カルボキシメチルセルロース、カルボキシメチルヒドロキシエチルセルロース）を含む。市販の増粘剤の例は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ，Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＳＡ−１０１５（商標）である。増粘剤は、軽石の約０．０１重量％〜約０．５％の範囲の量だけ硬化性組成物中に含まれ得る。特定の実施形態では、増粘剤は軽石の約０．０１重量％、約０．０５重量％、約０．１重量％、約０．２重量％、約０．３重量％、約０．４重量％、または約０．５重量％のうちの任意のもの及び／またはこれらのうちの任意のものを含むものの間の範囲の量だけ存在し得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって含むべき増粘剤の適切な量を認識するであろう。 In some embodiments, a thickener may be included in the curable composition. Thickeners can be included to optimize the fluidity of the fluid and stabilize the suspension. Without limitation, examples of thickeners include swellable clays such as bentonite or biopolymers such as cellulose derivatives (eg, hydroxyethylcellulose, carboxymethylcellulose, carboxymethylhydroxyethylcellulose). Examples of commercially available thickeners are listed in Halliburton Energy, Inc. SA-1015 ™ available from (Houston, TX). Thickeners can be included in the curable composition in an amount ranging from about 0.01% to about 0.5% by weight of pumice. In certain embodiments, the thickener is about 0.01%, about 0.05%, about 0.1%, about 0.2%, about 0.3%, about 0.0% by weight of pumice. There may be an amount in the range between 4% by weight, or any of about 0.5% by weight and / or including any of these. One of ordinary skill in the art with the benefit of this disclosure will recognize the appropriate amount of thickener to include for the selected application.
実施形態は、硬化性組成物に対する硬化活性剤の添加を含み得る。本明細書で用いられる「硬化活性剤」または「活性剤」という用語は、硬化遅延剤または遅延された硬化性組成物を活性化させる添加物のことである。硬化活性剤はまた、硬化遅延されたまたは遅延された硬化性組成物の硬化を加速し得る。実施形態は硬化活性剤の包含を説明しているが、硬化性組成物は、熱的に活性化され得る。硬化性組成物が熱的に活性化される実施形態では、硬化性組成物は、それらが導入される地下層の熱によって活性化される。硬化性組成物が硬化活性剤によって活性化される実施形態では、硬化活性剤は、硬化性組成物を地下層中にポンピングする前に、硬化性組成物に添加され得る。硬化性組成物を硬化活性剤で活性化するかまたは地下層の熱で熱的に活性化するかは、坑内温度ならびにスラリーの流動性及び／または強度成長特性を制御しようとする要望次第である。低温度では、熱活性化は、組成物中で水和反応を駆動するには十分ではなく、科学的活性化が必要とされる。しかしながら、高温でさえも、いくつかの実施形態では、スラリーの流動性の機能であり得る早期強度または後期強度の成長を向上させる要望が存在するとき、または、例えば気体／流体移動を抑圧する必要性があるとき、硬化活性剤はこれらの特性に対する制御に対応し得るが、熱活性化は、単に水和反応を始動し、この反応を完了するように駆動するだけであり得る。 Embodiments can include the addition of a curing activator to the curable composition. As used herein, the term “curing activator” or “active agent” refers to an additive that activates a cure retarder or a delayed curable composition. Curing activators can also accelerate cure of a delayed or delayed curable composition. Although embodiments describe the inclusion of a curing activator, the curable composition can be thermally activated. In embodiments where the curable compositions are thermally activated, the curable compositions are activated by the heat of the underground layer into which they are introduced. In embodiments where the curable composition is activated by a curing activator, the curing activator can be added to the curable composition prior to pumping the curable composition into the underground. Whether the curable composition is activated with a curing activator or thermally with underground heat depends on the desire to control the downhole temperature and the fluidity and / or strength growth characteristics of the slurry. . At low temperatures, thermal activation is not sufficient to drive the hydration reaction in the composition and scientific activation is required. However, even at high temperatures, in some embodiments, there is a desire to improve early or late strength growth, which may be a function of slurry fluidity, or need to suppress gas / fluid migration, for example. When active, the curing activator can accommodate control over these properties, but thermal activation can simply initiate a hydration reaction and drive it to complete.
適切な硬化活性剤の例は、これに限られないが、沸石（zeolite）ならびにトリエタノールアミン及びジエタノールアミンなどのアミンと、ケイ酸ナトリウムのようなケイ酸塩（silicate）と、亜鉛ギ酸塩と、酢酸カルシウムと、水酸化ナトリウム、水酸化マグネシウム、及び水酸化カルシウムなどのＩＡ族及びＩＩＡ族水酸化物と、塩化ナトリウムのような一価塩と、塩化カルシウムのような二価塩と、ナノシリカ（すなわち、約１００ナノメートル以下の粒子サイズを有するシリカ）と、ポリリン酸塩(polyphophate)と、これらの組み合わせと、を含む。いくつかの実施形態では、ポリリン酸塩と一価塩との組み合わせは、活性化のために用いられ得る。一価塩は、解離して、ナトリウム塩及びカリウム塩などの一価の陽イオンを形成する任意の塩であり得る。適切な一価塩の特定の例は、硫酸カリウム及び硫酸ナトリウムを含む。様々な異なるポリリン酸塩が、重合メタリン酸塩、リン酸塩、及びこれらの組み合わせを含む、硬化性組成物の活性化のために一価塩と組み合わされて用いられ得る。用いられ得る重合メタリン酸塩の特定の例は、ナトリウムヘキサメタリン酸塩、ナトリウム三メタリン酸塩、ナトリウム四メタリン酸塩、ナトリウムペンタメタリン酸塩、ナトリウムヘプタメタリン酸塩、ナトリウムオクタメタリン酸塩、及びこれらの組み合わせを含む。適切な硬化活性剤の特定の例は、硫酸ナトリウムとナトリウムヘキサメタリン酸塩との組み合わせを含む。特定的な実施形態では、活性化は、例えば、一価塩、ポリリン酸塩、及びオプションとして分散剤を含む流体添加物を流体添加物として、硬化性組成物に提供され添加され得る。実施形態では、硬化活性剤は、一般的には、硬化性組成物を地下層及び／または井戸穴に導入する前に、硬化性組成物に添加されるが、しかしながら、１つまたはさらなる硬化活性剤を、硬化性組成物に、それらが地下層に導入される前に添加する必要がある例が存在し得る。 Examples of suitable curing activators include, but are not limited to, zeolites and amines such as triethanolamine and diethanolamine, silicates such as sodium silicate, zinc formate, Calcium acetate, group IA and group IIA hydroxides such as sodium hydroxide, magnesium hydroxide, and calcium hydroxide, monovalent salts such as sodium chloride, divalent salts such as calcium chloride, nanosilica ( That is, silica having a particle size of about 100 nanometers or less, polyphosphate, and combinations thereof. In some embodiments, a combination of polyphosphate and monovalent salt can be used for activation. A monovalent salt can be any salt that dissociates to form a monovalent cation, such as sodium and potassium salts. Specific examples of suitable monovalent salts include potassium sulfate and sodium sulfate. A variety of different polyphosphates can be used in combination with monovalent salts for activation of the curable composition, including polymerized metaphosphates, phosphates, and combinations thereof. Specific examples of polymerized metaphosphates that can be used are sodium hexametaphosphate, sodium trimetaphosphate, sodium tetrametaphosphate, sodium pentametaphosphate, sodium heptametaphosphate, sodium octametaphosphate, and these Including a combination of A specific example of a suitable curing activator includes a combination of sodium sulfate and sodium hexametaphosphate. In particular embodiments, activation can be provided and added to the curable composition as a fluid additive, for example, a fluid additive comprising a monovalent salt, a polyphosphate, and optionally a dispersant. In embodiments, the curing activator is generally added to the curable composition prior to introducing the curable composition into the underground layer and / or wellbore, however, one or more additional curing activities. There may be instances where agents need to be added to the curable composition before they are introduced into the underground.
いくつかの実施形態は、一価塩とポリリン酸塩との組み合わせを含む硬化活性剤を含み得る。一価塩及びポリリン酸塩は、硬化性組成物に対するそれらの添加前にまたはそれらが硬化性組成物に別個に添加され得る前に組み合わされ得る。一価塩は、解離して、ナトリウム塩及びカリウム塩などの一価の陽イオンを形成する任意の塩であり得る。適切な一価塩の特定の例は、硫酸カリウム及び硫酸ナトリウムを含む。様々な異なるポリリン酸塩が、重合メタリン酸塩、リン酸塩、及びこれらの組み合わせを含む、硬化性組成物の活性化のために一価塩と組み合わされて用いられ得る。用いられ得る重合メタリン酸塩の特定の例は、ナトリウムヘキサメタリン酸塩、ナトリウム三メタリン酸塩、ナトリウム四メタリン酸塩、ナトリウムペンタメタリン酸塩、ナトリウムヘプタメタリン酸塩、ナトリウムオクタメタリン酸塩、及びこれらの組み合わせを含む。適切な硬化活性剤の特定の例は、硫酸ナトリウムとナトリウムヘキサメタリン酸塩との組み合わせを含む。興味深いことに、ナトリウムヘキサメタリン酸塩は、ポートランドセメントの強力な遅延剤としても技術上周知である。ポリリン酸塩の固有の科学的性質のために、ポリリン酸塩は、本明細書に開示する硬化性組成物の実施形態にとって硬化活性剤として用いられ得る。ポリリン酸塩に対する一価塩の比は、例えば、約５：１〜約１：２５または約１：１〜１：１０の範囲であり得る。硬化活性剤の実施形態は、一価塩及びポリリン酸塩を、約５：１、約２：１、約１：１、約１：２、約１：５、約１：１０、約１：２０、または約１：２５のうちの任意のもの及び／またはこれらのうちの任意のものを含むものの間の範囲の（ポリリン酸塩に対する一価塩の）比で含み得る。 Some embodiments may include a curing activator that includes a combination of a monovalent salt and a polyphosphate. Monovalent salts and polyphosphates can be combined before their addition to the curable composition or before they can be added separately to the curable composition. A monovalent salt can be any salt that dissociates to form a monovalent cation, such as sodium and potassium salts. Specific examples of suitable monovalent salts include potassium sulfate and sodium sulfate. A variety of different polyphosphates can be used in combination with monovalent salts for activation of the curable composition, including polymerized metaphosphates, phosphates, and combinations thereof. Specific examples of polymerized metaphosphates that can be used are sodium hexametaphosphate, sodium trimetaphosphate, sodium tetrametaphosphate, sodium pentametaphosphate, sodium heptametaphosphate, sodium octametaphosphate, and these Including a combination of A specific example of a suitable curing activator includes a combination of sodium sulfate and sodium hexametaphosphate. Interestingly, sodium hexametaphosphate is also well known in the art as a powerful retarder for Portland cement. Because of the inherent scientific nature of polyphosphates, polyphosphates can be used as curing activators for the curable composition embodiments disclosed herein. The ratio of monovalent salt to polyphosphate can range, for example, from about 5: 1 to about 1:25 or from about 1: 1 to 1:10. Embodiments of curing activators include monovalent salts and polyphosphates from about 5: 1, about 2: 1, about 1: 1, about 1: 2, about 1: 5, about 1:10, about 1: 20 or about 1:25 and / or a ratio (monovalent salt to polyphosphate) in the range between those containing any of these.
いくつかの実施形態では、一価塩とポリリン酸塩との組み合わせは、分散剤及び水と混合されて、硬化性組成物の活性化のための液体添加物を形成し得る。適切な分散剤の例は、制限なく、スルホン化ホルムアルデヒド系の分散剤及びポリカルボキシル化エーテル分散剤などの前に説明した分散剤を含む。市販の分散剤の一例は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ，Ｉｎｃ．から入手可能なＣＦＲ−３（商標）分散剤である。適切なポリカルボキシル化エーテル分散剤の一例は、ＢＡＳＦ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ（Ｈｏｕｓｔｏｎ，Ｔｅｘａｓ）から入手可能なＬｑｕｉｍｅｎｔ（登録商標）５１４Ｌ分散剤または５５８１Ｆ分散剤である。 In some embodiments, the combination of monovalent salt and polyphosphate can be mixed with a dispersant and water to form a liquid additive for activation of the curable composition. Examples of suitable dispersants include, without limitation, the previously described dispersants such as sulfonated formaldehyde-based dispersants and polycarboxylated ether dispersants. An example of a commercially available dispersant is Halliburton Energy, Inc. CFR-3 ™ dispersant available from An example of a suitable polycarboxylated ether dispersant is Lquiment® 514L dispersant or 5581F dispersant available from BASF Corporation (Houston, Texas).
液体添加物は、硬化活性剤として機能し得る。上で論じたように、硬化活性剤はまた、硬化性組成物の硬化を加速し得る。硬化性組成物を加速するための液体添加物の使用は、液体添加物の組成的構成及び硬化性組成物の組成的構成次第である。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、硬化性組成物を活性化する及び／または加速するために添加物を配合することが可能であるはずである。 The liquid additive can function as a curing activator. As discussed above, the curing activator can also accelerate the curing of the curable composition. The use of the liquid additive to accelerate the curable composition depends on the composition of the liquid additive and the composition of the curable composition. One of ordinary skill in the art having the benefit of this disclosure should be able to formulate additives to activate and / or accelerate the curable composition.
硬化活性剤は、硬化性組成物を固化した塊に硬化するように誘発するのに十分な量だけ硬化性組成物中に含まれ得る。ある実施形態では、硬化活性剤は、軽石の約０．１重量％〜約２０重量％の範囲の量だけ硬化性組成物中に含まれ得る。特定の実施形態では、硬化活性剤は、軽石の約０．１重量％、約１重量％、約５重量％、約１０重量％、約１５重量％、または約２０重量％、のうちの任意のもの及び／または任意のものの間の範囲の量だけ存在し得る。加えて、１つ以上の硬化活性剤を用い得、そのため、硬化活性剤の組み合わせが、硬化性組成物に提供され得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、選定された用途にとって適切な硬化活性剤の量を認識するであろう。 The curing activator may be included in the curable composition in an amount sufficient to induce the curable composition to cure into a solidified mass. In certain embodiments, the curing activator may be included in the curable composition in an amount ranging from about 0.1% to about 20% by weight of pumice. In certain embodiments, the curing activator is any of about 0.1%, about 1%, about 5%, about 10%, about 15%, or about 20% by weight of pumice. There may be an amount in the range between and / or any. In addition, one or more curing activators can be used so that a combination of curing activators can be provided to the curable composition. Those skilled in the art who benefit from this disclosure will be aware of the amount of cure activator appropriate for the chosen application.
地下作業で用いるのに他の適切な添加物もまた、硬化性組成物の実施形態に含まれ得る。このような添加物の例は、これに限られないが、増量剤、軽量添加物、ガス生成添加物、機械的特性強化添加物、ロスト循環材料、濾過制御添加物、流体損失制御添加物、消泡剤、発泡剤、チキソトロピー添加物、及びこれらの組み合わせを含む。適切な増量剤の例は、例えば、バライトなどの３以上の比重を有する材料を含む。実施形態では、これらの添加物のうちの１つ以上が、硬化性組成物を保管した後で、しかし地下層中に配置する前に、硬化性組成物に添加し得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、特定の用途及び望まれる結果のために有用な種類及び量を決定することが可能であるはずである。 Other suitable additives for use in underground operations may also be included in the curable composition embodiments. Examples of such additives include, but are not limited to, bulking agents, light weight additives, gas generating additives, mechanical property enhancing additives, lost circulation materials, filtration control additives, fluid loss control additives, Including antifoaming agents, foaming agents, thixotropic additives, and combinations thereof. Examples of suitable bulking agents include materials having a specific gravity of 3 or more, such as barite. In embodiments, one or more of these additives may be added to the curable composition after storing the curable composition but before placing it in the underground. One of ordinary skill in the art with the benefit of this disclosure should be able to determine useful types and amounts for a particular application and desired result.
当業者は、硬化性組成物の実施形態は、一般的に、特定の用途にとって適切な密度を有するはずであることを理解するであろう。例として、硬化性組成物は、約４ポンド／ガロン（「ｌｂ／ｇａｌ」）〜約２０ｌｂ／ｇａｌの範囲の密度を有し得る。ある実施形態では、硬化性組成物は、約８ｌｂ／ｇａｌ〜約１７ｌｂ／ｇａｌの範囲の密度を有し得る。硬化性組成物の実施形態は、発泡もしくは消泡され得る、または、技術上周知の中空微小球体、低密度弾性ビーズ、もしくは他の密度低下添加物などの、それらの密度を低減させる他の手段を含み得る。実施形態では、密度は、組成物を保管した後で、地下層中に配置する前に低減され得る。この開示の恩恵に関わる当業者であれば、特定の用途にとっての適切な密度を認識するであろう。 One skilled in the art will appreciate that embodiments of the curable composition generally should have a density that is appropriate for the particular application. By way of example, the curable composition may have a density in the range of about 4 pounds / gallon (“lb / gal”) to about 20 lb / gal. In certain embodiments, the curable composition can have a density in the range of about 8 lb / gal to about 17 lb / gal. Embodiments of the curable composition can be foamed or defoamed, or other means of reducing their density, such as hollow microspheres, low density elastic beads, or other density reducing additives well known in the art. Can be included. In embodiments, the density can be reduced after storing the composition and before placing it in the underground formation. Those skilled in the art who have the benefit of this disclosure will recognize the appropriate density for a particular application.
硬化性組成物は、長期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まることを特徴とし得る。地下作業で用いられるとき、硬化性組成物は、約１日〜約７日以上の期間にわたって（活性化後でさえも）坑内条件でポンピング可能な流体状態に留まり得る。いくつかの実施形態では、硬化性組成物は、約１日、約２日、約３日などにわたってポンピング可能な流体状態に留まり得る。硬化性組成物は、熱的にまたは硬化活性剤によって活性化され得る。硬化性組成物が熱的に活性化される実施形態では、硬化性組成物は、それらが導入される地下層の熱によって活性化される。硬化性組成物が硬化活性剤によって活性化される実施形態では、硬化性組成物は、硬化性組成物を地下層中にポンピングする前に硬化性組成物に添加され得る。硬化性組成物の増粘時間とは、硬化性組成物（例えば、硬化性スポッティング組成物）がポンピング可能な流体状態に留まる時間の測定値のことである。硬化性組成物は、２００５年７月のＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２の、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓの第一版に記載されているセメントの増粘時間を決定するための手順に従って加圧コンシストメータで測定された７０バーデン硬さ単位（「Ｂｃ」）未満の硬さを有するポンピング可能状態にあると考えられる。本明細書に記載する増粘時間は、約１４０°Ｆ〜約４５０°Ｆの温度範囲及び形成周囲圧力から１５，０００ｐｓｉを超える範囲の圧力内で用いられる硬化性組成物の任意の実施形態を対象とし得る。 The curable composition may be characterized by remaining in a pumpable fluid state for an extended period of time. When used in underground operations, the curable composition may remain in a fluid state that can be pumped in downhole conditions (even after activation) for a period of about 1 day to about 7 days or more. In some embodiments, the curable composition may remain in a pumpable fluid state for about 1 day, about 2 days, about 3 days, etc. The curable composition can be activated thermally or by a curing activator. In embodiments where the curable compositions are thermally activated, the curable compositions are activated by the heat of the underground layer into which they are introduced. In embodiments where the curable composition is activated by a curing activator, the curable composition may be added to the curable composition prior to pumping the curable composition into the underground. The thickening time of the curable composition is a measurement of the time that the curable composition (eg, curable spotting composition) remains in a pumpable fluid state. The curable composition is a pressurized consistency according to the procedure for determining the cement thickening time described in the July 2005 API RP Practice 10B-2, the first edition of Recommended Practice for Testing Well Comments. The pumpable state is considered to have a hardness of less than 70 Baden hardness units ("Bc") measured with a meter. The thickening times described herein include any embodiment of the curable composition used within a temperature range of about 140 ° F. to about 450 ° F. and a pressure in the range of from ambient pressure to over 15,000 psi. Can be a target.
使用を所望されたとき、硬化性組成物の実施形態は、固化された塊に硬化するように、（例えば、活性剤と組み合わすことによって）活性化され得る。「硬化活性剤」または「活性剤」という用語は、本明細書中で用いられる場合、硬化遅延されたまたは遅延された硬化性組成物を活性化する添加物のことである。硬化活性剤はまた、自己遅延したまたは遅延された硬化性組成物の硬化を加速し得る。例として、硬化性組成物の実施形態は、約１日〜約７日以上の範囲の期間で固化した塊を形成するように活性化され得る。例えば、硬化性組成物の実施形態は、約１日、約３日、約５日、約７日以上で固化された塊を形成するように硬化され得る。硬化性組成物は、７日を超える期間にわたって圧縮強度を獲得し続け得る。 When desired for use, embodiments of the curable composition can be activated (eg, in combination with an active agent) to cure into a solidified mass. The term “curing activator” or “activator” as used herein refers to an additive that activates a delayed or delayed curable composition. Curing activators can also accelerate the cure of self-retarded or delayed curable compositions. As an example, embodiments of the curable composition can be activated to form a solidified mass in a period ranging from about 1 day to about 7 days or more. For example, embodiments of the curable composition can be cured to form a solidified mass in about 1 day, about 3 days, about 5 days, about 7 days or more. The curable composition may continue to acquire compressive strength over a period of more than 7 days.
いくつかの実施形態では、硬化性組成物は、活性化後に望ましい圧縮強度を有するように硬化され得る。しかしながら、硬化性組成物は、長期間にわたって５０ｐｓｉの初期圧縮強度を生じるべきではない。圧縮強度は、一般的に、軸方向の押す力に耐える材料または構造の能力である。圧縮強度は、硬化性組成物が活性化され、結果として生じる組成物が指定された温度及び圧力の条件下で維持された後の指定時間で測定され得る。圧縮強度は、破壊式方法または非破壊式方法によって測定することが可能である。破壊式方法は、処理流体サンプルを圧縮試験機械中で粉砕することによって様々な時点での処理流体サンプルの強度を物理的に試験する。圧縮強度は、破壊荷重を荷重に抗する断面積で除算して算出され、重量ポンド毎平方インチ（ｐｓｉ）単位で報告される。非破壊試験は、Ｆａｎｎ Ｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔ Ｃｏｍｐａｎｙ（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＵＣＡ（商標）超音波セメント分析器を用い得る。圧縮強度値は、２００５年７月のＲｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓの第一版のＡＰＩ ＲＰ １０Ｂ−２に従って決定され得る。 In some embodiments, the curable composition can be cured to have a desired compressive strength after activation. However, the curable composition should not produce an initial compressive strength of 50 psi over an extended period of time. Compressive strength is generally the ability of a material or structure to withstand axial pushing forces. Compressive strength can be measured at a specified time after the curable composition is activated and the resulting composition is maintained under specified temperature and pressure conditions. The compressive strength can be measured by a destructive method or a non-destructive method. The destructive method physically tests the strength of the processing fluid sample at various times by grinding the processing fluid sample in a compression test machine. Compressive strength is calculated by dividing the breaking load by the cross-sectional area that resists the load and is reported in pounds per square inch (psi). Non-destructive testing may use a UCA ™ ultrasonic cement analyzer available from Fann Instrument Company (Houston, TX). The compressive strength value may be determined according to the first edition of API RP 10B-2 of the July 2005 Recommended Practice for Testing Well Comments.
硬化性組成物は、約１日以上の５０ｐｓｉの初期硬化を有することを特徴とし得る。例えば、硬化性組成物は、約１日以上にわたって坑内条件に設定されたときに５０ｐｓｉの圧縮強度を生じない場合がある。例として、硬化性組成物は、約１日、約２日、約５日、さらにそれより長期にわたって５０ｐｓｉの圧縮強度を生じない場合がある。いくつかの実施形態では、圧縮強度値は、１００°Ｆ〜２００°Ｆの範囲の温度で破壊式方法または非破壊式方法を用いて決定され得る。 The curable composition may be characterized as having an initial cure of 50 psi for about 1 day or more. For example, the curable composition may not produce a 50 psi compressive strength when set to downhole conditions for about a day or more. As an example, the curable composition may not produce a compressive strength of 50 psi for about 1 day, about 2 days, about 5 days, or longer. In some embodiments, the compressive strength value may be determined using a destructive or non-destructive method at a temperature in the range of 100 ° F. to 200 ° F.
いくつかの実施形態では、水、軽石、消石灰、硬化遅延剤、及びオプションとして分散剤を含む硬化性組成物が提供され得る。硬化性組成物は、例えば、容器または他の適切な入れ物に保管され得る。硬化性組成物は、所望の期間にわたって保管状態に留まることを許容され得る。例えば、硬化性組成物は、約１日以上にわたって保管状態に留まり得る。別の例として、硬化性組成物は、約１日、約２日、約５日、約７日、約１０日、約２０日、約３０日、約４０日、約５０日、約６０日、またはそれ以上の期間にわたって保管状態に留まり得る。その後、硬化性組成物は、例えば、硬化活性剤の添加によって活性化され、地下層に導入され、次にその中で硬化させられ得る。 In some embodiments, a curable composition may be provided that includes water, pumice, slaked lime, a set retarder, and optionally a dispersant. The curable composition can be stored, for example, in a container or other suitable container. The curable composition can be allowed to remain in storage for a desired period of time. For example, the curable composition can remain in storage for about a day or more. As another example, the curable composition may be about 1 day, about 2 days, about 5 days, about 7 days, about 10 days, about 20 days, about 30 days, about 40 days, about 50 days, about 60 days. Or can remain in storage for a longer period of time. The curable composition can then be activated, for example, by the addition of a curing activator, introduced into the underground layer and then cured therein.
当業者には理解されるように、硬化性組成物が配置後の長期間にわたってポンピング可能状態に留まることを記載する硬化性組成物の実施形態は、様々な地下作業で用いられ得る。例えば、硬化性組成物は、硬化性探索組成物として及び「パドルジョブ」で用いられ得る。いくつかの実施形態では、水、軽石、消石灰、硬化遅延剤、及びオプションとしては硬化活性剤を含む硬化性組成物が提供され得る。硬化性組成物は、地下層に導入され、そこで硬化させられ得る。層中で硬化させられたときの硬化性組成物の特性のため、それは、硬化性探索組成物として及び／またはパドルジョブで用いられるのに特に適している。例えば、硬化性組成物は、１日、３日、５日、７日、さらにそれ以上にわたってポンピング可能な流体状態に留まり得る。硬化性組成物はまた、１日、３日、５日、７日、さらにそれ以上の期間にわたって地下層に導入された後に圧縮強度を生じない場合がある。その上、硬化性組成物は、１日、３日、５日、７日、さらにそれ以上にわたって約２５ｌｂｓ．／１００ｆｔ．2未満のゲル強度と、１日、３日、５日、７日、さらにそれ以上にわたって約２０ｌｂｓ．／１００ｆｔ．2未満の降伏点とを有し得る。本明細書で用いられるとき、硬化性組成物を地下層に導入することは、制限なく、地下層中に堀削された井戸穴、井戸穴を囲む井戸穴近くの領域、または両方を含む地下層の任意の部分中に導入することを含む。実施形態は、長期（例えば、約１日〜約２年）にわたる硬化性組成物の保管と、また、熱活性化もしくは硬化活性剤の添加による硬化性組成物の活性化と、をさらに含み得る。 As will be appreciated by those skilled in the art, embodiments of the curable composition describing that the curable composition remains pumpable for an extended period of time after deployment can be used in a variety of underground operations. For example, the curable composition can be used as a curable search composition and in a “paddle job”. In some embodiments, a curable composition may be provided that includes water, pumice, slaked lime, a set retarder, and optionally a set activator. The curable composition can be introduced into the underground layer where it can be cured. Due to the properties of the curable composition when cured in a layer, it is particularly suitable for use as a curable search composition and / or in paddle jobs. For example, the curable composition may remain in a pumpable fluid state for 1, 3, 5, 7, or more days. The curable composition may also not produce compressive strength after being introduced into the underground formation for a period of 1, 3, 5, 7, or more days. Moreover, the curable composition has about 25 lbs. Over 1 day, 3 days, 5 days, 7 days and more. / 100 ft. A gel strength of less than 2 and about 20 lbs. Over 1 day, 3 days, 5 days, 7 days and more. / 100 ft. May have a yield point of less than 2 . As used herein, introducing a curable composition into an underground layer includes, without limitation, an underground hole that includes a well hole excavated in the underground layer, an area near the well hole surrounding the well hole, or both. Introducing into any part of the layer. Embodiments can further include storage of the curable composition for extended periods of time (eg, about 1 day to about 2 years) and activation of the curable composition by heat activation or addition of a curing activator. .
実施形態では、硬化性組成物は、堀削流体を井戸穴から押しのけする際に硬化性探索組成物として用いられ得る。例となる方法は、硬化性組成物を井戸穴に導入して、堀削流体の少なくとも一部分を井戸穴から押しのけすることを含み得る。硬化性組成物は、水、軽石、消石灰、硬化遅延剤、及びオプションとして硬化活性剤を含み得る。硬化性組成物は、堀削流体が望ましくなくゲル強度を増す前に井戸穴から流体を押しのけするために用いられ得る。いくつかの実施形態では、硬化性組成物にとっては、堀削流体を、磯穴の破砕物、小空洞、及び他の浸透性の部分を含む井戸穴のこれらの部分から押しのけすることが望まれ得る。堀削流体の押しのけ後、さらなるステップは、これに限られないが、パイプストリングを井戸穴に導入することと、セメント組成物を井戸穴に導入して、硬化性物の少なくとも一部分を井戸穴から押しのけすることと、を含み得る。硬化性組成物の部分は、例えば、地下層の破砕物または他の浸透性の部分という形で井戸穴中に留まり得る。当業者は、セメント組成物もまた、任意の留まっている堀削流体を井戸穴から押しのけし得ることを理解されるであろう。中への導入後、セメント組成物は、井戸穴中で硬化させられるべきである。 In embodiments, the curable composition may be used as a curable search composition in pushing excavation fluid away from a well hole. An exemplary method may include introducing a curable composition into the well hole to displace at least a portion of the drilling fluid from the well hole. The curable composition may include water, pumice, slaked lime, a cure retardant, and optionally a cure activator. The curable composition can be used to push fluid away from the well before the excavation fluid undesirably increases gel strength. In some embodiments, it may be desirable for the curable composition to push the drilling fluid away from these portions of the well hole, including pothole debris, small cavities, and other permeable portions. obtain. After displacement of the drilling fluid, additional steps include, but are not limited to, introducing a pipe string into the well hole and introducing a cement composition into the well hole to remove at least a portion of the hardened material from the well hole. Pushing away. Portions of the curable composition may remain in the wells, for example in the form of subterranean debris or other permeable portions. One skilled in the art will appreciate that the cement composition can also push any remaining drilling fluid out of the well bore. After introduction into the cement composition should be cured in the well hole.
実施形態では、硬化性組成物は、パドルジョブで用いられ得る。例となる方法は、硬化性組成物を井戸穴に導入することと、それを、井戸穴の底部のパドルまたは、プラグ上に形成されたパッド中に（例えば、表面でまたは表面近くで利用するために）配置することと、を含み得る。硬化性組成物は、水、軽石、消石灰、硬化遅延剤、及びオプションとして硬化活性剤を含み得る。硬化性組成物は、導管が井戸穴中に配置されて位置付けられるまで、井戸穴の底部のパドル中で流体状態に留まり得る。硬化性組成物は、次に、導管と井戸穴の壁との間の環状空間で硬化して、固化した塊の環状シースを形成し得る。固化した塊は、流体が井戸穴中で移動するのを防止するバリアを形成し得る。硬化性組成物はまた、例えば、井戸穴中の導管を支持し得る。 In embodiments, the curable composition may be used in paddle jobs. An exemplary method is to introduce a curable composition into a well hole and utilize it in a paddle or pad formed on the bottom of the well hole (eg, at or near the surface) For example). The curable composition may include water, pumice, slaked lime, a cure retardant, and optionally a cure activator. The curable composition may remain in a fluid state in the paddle at the bottom of the well hole until the conduit is positioned and positioned in the well hole. The curable composition may then cure in the annular space between the conduit and the well wall to form a solidified annular sheath. The solidified mass can form a barrier that prevents fluid from moving through the well. The curable composition may also support a conduit in a well, for example.
ある実施形態は、硬化性組成物を井戸穴に導入するための方法を含むが、本方法は、軽石、消石灰、硬化遅延剤、及び水を含む硬化性組成物を含む硬化性組成物を提供することと、硬化性組成物を井戸穴に導入することと、硬化性組成物を、井戸穴中に留まらせることであって、硬化性組成物が、井戸穴中で静的状態にある間、約１日以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まる、留まらせることと、を含む。 Certain embodiments include a method for introducing a curable composition into a well, which provides a curable composition comprising a curable composition comprising pumice, slaked lime, a set retarder, and water. And introducing the curable composition into the well hole and allowing the curable composition to remain in the well hole while the curable composition is in a static state in the well hole. Staying in a pumpable fluid state for a period of about one day or longer.
さらなる実施形態は、硬化性組成物を井戸穴に導入する方法を含むが、本方法は、軽石、消石灰、硬化遅延剤、及び水を含む硬化性組成物を含む硬化性組成物を提供することと、硬化性組成物を、硬化性組成物が井戸穴の底部でパドルを形成するようにするように井戸穴に導入することと、硬化性組成物を、井戸穴中に留まらせることであって、硬化性組成物が、井戸穴中で静的状態にある間、約１日以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まる、留まらせることと、を含む。 Further embodiments include a method of introducing a curable composition into a well, wherein the method provides a curable composition comprising a curable composition comprising pumice, slaked lime, a set retarder, and water. Introducing the curable composition into the well hole such that the curable composition forms a paddle at the bottom of the well hole and allowing the curable composition to remain in the well hole. The curable composition remains in a pumpable fluid state for a period of about 1 day or more while remaining in a static state in the well.
さらなる実施形態は、井戸穴内に配設された井戸穴ケーシングと、水、軽石、消石灰、及び硬化遅延剤を含む硬化性組成物であって、硬化性組成物が井戸穴に導入された後の約５日以上の期間にわたって７０Ｂｃ未満の流体状態に留まることが可能な硬化性組成物と、硬化性組成物を混合することが可能な混合機器と、硬化性組成物を井戸穴中にポンピングすることが可能なポンピング機器と、を備える、ケーシングを硬化させるための硬化性組成物システムを含む。 A further embodiment is a curable composition comprising a well casing disposed within the well and water, pumice, slaked lime, and a retarder, after the curable composition has been introduced into the well. A curable composition capable of remaining in a fluid state of less than 70 Bc for a period of about 5 days or more, a mixing device capable of mixing the curable composition, and pumping the curable composition into the well hole A curable composition system for curing the casing, comprising:
図１は、ある実施形態による硬化性組成物を井戸穴中に配置するのに用いられ得る地表機器５を示す。図１は、一般的に陸上作業を示しているが、当業者は、本明細書に記載する原理は、本開示の範囲から逸脱することなく、浮遊または海上のプラットフォーム及びリグを用いる水中作業にも等しく応用可能であることを容易に認識するであろうことに注意すべきである。図１に示すように、地表機器５は、１つ以上のセメントトラックを含み得るセメント化ユニット１０を含み得る。セメント化ユニット１０は、当業者には明らかなように、混合機器１５及びポンピング機器２０を含み得る。セメント化ユニット１０は、硬化性組成物２５を坑内に搬送するセメント化ヘッド３５に、供給パイプ３０を通じて硬化性組成物２５（矢印で示す）をポンピングし得る。
FIG. 1 illustrates a surface device 5 that may be used to place a curable composition according to an embodiment in a well. Although FIG. 1 generally illustrates land operations, those skilled in the art will understand that the principles described herein are suitable for underwater operations using floating or offshore platforms and rigs without departing from the scope of the present disclosure. It should be noted that it will be readily recognized that is equally applicable. As shown in FIG. 1, the surface equipment 5 may include a
硬化性組成物２５を硬化性探索組成物として用いる例を、ここで図２Ａ〜２Ｄを参照して説明する。図２Ａは、中に配設された堀削流体５０によって井戸穴４５が進入する地下層４０を示す。井戸穴４５は、一般的に地下層４０中に垂直に延在しているところが示されているが、本明細書に記載する原理は、水平の井戸穴及び傾斜した井戸穴などのある角度で地下層４０を通って延在する井戸穴にも応用可能である。井戸穴４５は、任意の適切な堀削技法を用いて地下層４０中に堀削され得る。図示するように、堀削流体５０は、堀削ストリング及び底部穴アセンブリ（ＢＨＡ）５５を通じて井戸穴４５に導入され得る。井戸穴４５の壁６０上に、地下層４０の流出物、破砕物、クレビス、及び／または別様に自然発生する特徴物から作成されたポケット６５が見つかり得る。硬化性組成物２５は、堀削ストリング及びＢＨＡ５５の下部部分を占有する堀削流体５０の背後を走行し得る。
An example of using the
図２Ｂは、まだ坑内に配置されている堀削ストリング及びＢＨＡ５５を備えた地下層４０と、堀削ストリング及びＢＨＡ５５を通って循環し、それにより、それが堀削ストリング及びＢＨＡ５５から出て、堀削ストリング及びＢＨＡ５５と井戸穴４５の壁６０との間を、環７０を通って上方に走行し、それにより堀削流体５０を押しのけする硬化性組成物２５と、を示す。押しのけされた流体５０の少なくとも一部分は、図１に示すように、フローライン７５を介して環７０から出て、例えば、１つ以上の保持ピット８０（例えば、泥ピット）中に堆積され得る。硬化性組成物２５が坑内の堀削ストリング及びＢＨＡ５５から出ている間に、堀削ストリング及びＢＨＡ５５は、井戸穴壁６０に沿って及びポケット６５中に捕獲されている堀削流体５０の除去を向上させる様式で循環され、往復され得る。
FIG. 2B shows the
図２Ｃに示すように、堀削流体５０が硬化性組成物２５によって押しのけされ得た後、堀削ストリング及びＢＨＡ５５が除去され得、ケーシングストリング８５が、井戸穴４５中に配置され得る。セメント組成物９０が、次に、ケーシングストリング８５中を硬化性組成物２５の背後を走行し得、また、図２Ｄに示すように、ケーシングストリング８５を通って循環され、それにより、それがケーシングストリング８５から出て、ケーシングストリング８５と井戸穴４５の壁６０との間を、環７０を通って上方に、所定のセメント頂部（ＴＯＣ）深さにまで走行し得るようにする。この場合、押しのけされずに井戸穴４５の壁６０上及び／またはポケット６５中に留まっている硬化性組成物２５のうちのどれもが、いずれ、固化された塊９５に硬化され、したがって、流体が移動し得る好ましくない水路及び経路の形成を防止する。
As shown in FIG. 2C, after the
「パドルジョブ」作業で硬化性組成物２５を用いる例を、ここで図３及び４を参照して説明する。ここで図３を参照すると、井戸穴４５は地下層４０に進入するところが図示されている。ケーシングストリング８５は、セメントシースが所望される臨界時間間隔を超えてセメント化されるようにケーシングストリング８５の下部端部を配置する深さにまで井戸穴４５中に走行し得る。浮遊バルブ１００または他の種類のプラグ（例えば、任意の十分密封性のプラグであって必ずしもバルブではない）が、ケーシングストリング８５の下部端部に搭載され得る。実施形態では、浮遊バルブ１００は、任意の種類の浮遊バルブ（例えば、フラッパ浮遊バルブ）であり得る。ケーシングストリング８５は、ケーシングストリング８５を井戸穴４５の壁６０から離れるように保つためにその全長に沿って（図４に示すような）セントラライザ１０５を有し得る。
An example of using the
硬化性組成物２５は、ポンピングされ、井戸穴４５の下部端部中に排出され得る。硬化性組成物２５は、ケーシングストリング８５を井戸穴４５中に位置決めする前に（例えば、図２Ａ〜２Ｂに示すように）井戸穴４５中に配置され得る堀削ストリング及びＢＨＡ５５を介して井戸穴４５の下部端部中に排出され得る。代替例では、硬化性組成物２５は、堀削ストリング及びＢＨＡ５５が浮遊バルブ１００を介してケーシングストリング８５の下部端部を通って出るように、ケーシングストリング８５を通って走行する堀削ストリング及びＢＨＡ５５（または他の適切な導管）を介して井戸穴４５の下部端部中に排出され得る。井戸穴４５中にポンピングされる硬化性組成物２５の容積は、硬化されるために必要な時間間隔の長さを含む要因の数次第であり得る。例えば、硬化性組成物２５は、１日、３日、７日、またはそれ以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まり得る（すなわち、硬化性組成物は、７０Ｂｃ未満の硬さを有する）。実際には、硬化性組成物２５は、硬化性組成物２５がポンピング可能な流体状態に留まることを必要とするすべての作業が完了するまで、井戸穴４５中で硬化すべきではない。したがって、硬化性組成物２５の配合前にこのような作業の持続時間の正確な推定値を有することは恩典である。
The
ここで図４に目を転じると、所望の容積の硬化性組成物２５が井戸穴４５中に排出された後、ケーシングストリング８５が井戸穴４５内の所望の深さにまで低下され得る。図示するように、ケーシングストリング８５は、井戸穴４５中の下部端部中の硬化性組成物２５中に低下される。浮遊バルブ１００は、ケーシングストリング８５中への硬化性組成物２５の侵入を防止するはずである。ケーシングストリング８５が井戸穴４５中にまで低下されるに連れて、硬化性組成物２５は、硬化性組成物２５を含むケーシングストリング８５を囲む環７０を備えたケーシングストリング８５によって井戸穴４５の中間部から押しのけされ得る。硬化性組成物２５は、環７０を上方に押しやられて、硬化性組成物２５に、例えば、井戸穴４５中に留まり得る他のあらゆる流体（例えば、堀削流体５０（図示せず））及び／またはスペーサ流体、押しのけ流体、清浄流体などの他の流体を排出させる。ケーシングストリング８５は、次に、環７０中に配設された硬化性組成物２５が硬化するまで井戸穴４５中で懸濁され得る。
Turning now to FIG. 4, after the desired volume of
本明細書に開示する典型的な硬化性組成物は、開示された硬化性組成物の準備、送達、再捕獲、再循環、再使用、及び／または配設と関連付けられた１つ以上の構成要素または機器に直接的または間接的に影響し得る。例えば、開示する硬化性組成物は、典型的な硬化性組成物を生成、保管、監視、調節、及び／または再調整するために用いられる１つ以上の混合器、関連する混合機器、泥ピット、保管施設もしくはユニット、組構成要素離器、熱交換器、センサー、ゲージ、ポンプ、圧縮機などに直接的または間接的に影響し得る。開示する硬化性組成物はまた、例えば、硬化性組成物を１つのロケーションから別のロケーションに組成的に運動させるために用いられる任意の輸送容器、導管、パイプライン、トラック、管状物、及び／またはパイプ、硬化性組成物を運動するように駆動するために用いられる任意のポンプ、圧縮機、もしくはモーター（例えば、上層または坑内）、ならびに硬化性組成物の圧力もしくは流量を調節するために用いられる任意のバルブもしくは関連するジョイント、ならびに任意のセンサー（すなわち、圧力及び温度）、ゲージ、及び／またはこれらの組み合わせなど、の硬化性組成物を井戸サイトまたは坑内に搬送するために用いられる任意の輸送機器もしくは送達機器に直接的または間接的に影響し得る。開示する硬化性組成物はまた、これらに限られないが、井戸穴ケーシング、井戸穴ライナー、完成ストリング、挿入ストリング、堀削ストリング、コイル状チュービング、スリックライン、ワイヤライン、堀削パイプ、堀削カラー、泥モーター、下げ穴モーター及び／またはポンプ、セメントポンプ、地表搭載モーター及び／またはポンプ、セントラライザ、ターボライザ、スクラッチャ、フロート（例えば、靴、カラー、バルブなど）、ロギングツール及び関連した遠隔測定機器、アクチュエータ（例えば、電気機械デバイス、油圧機械式デバイスなど）、滑動スリーブ、生成スリーブ、プラグ、スクリーン、フィルタ、フロー制御デバイス（例えば、流入制御デバイス、自律式流入制御デバイス、流出制御デバイスなど）、カップリング（例えば、電気油圧式湿式コネクト、乾式コネクト、誘導カプラなど）、制御ライン（例えば、電気、光ファイバー、油圧式など）、監視ライン、堀削ビット及びリーマー、センサーまたは分散型センサー、下げ穴熱交換器、バルブ及び対応する起動デバイス、ツールシール、パケット、セメントプラグ、ブリッジプラグ、ならびに他の井戸穴隔離デバイスまたは構成要素などの、硬化性組成物と接触し得る様々な下げ穴機器及びツールに直接的または間接的に影響し得る。 An exemplary curable composition disclosed herein has one or more configurations associated with preparation, delivery, recapture, recycling, reuse, and / or placement of the disclosed curable composition. Can directly or indirectly affect elements or equipment. For example, the disclosed curable composition can include one or more mixers, associated mixing equipment, mud pits used to produce, store, monitor, adjust, and / or recondition a typical curable composition. May directly or indirectly affect storage facilities or units, assembly component separators, heat exchangers, sensors, gauges, pumps, compressors, etc. The disclosed curable composition also includes, for example, any transport container, conduit, pipeline, truck, tubular, and / or used to compositionally move the curable composition from one location to another. Or pipes, any pumps, compressors or motors used to drive the curable composition to move (e.g., upper or underground), and used to regulate the pressure or flow rate of the curable composition Any valve or associated joint that is used, and any sensor (ie, pressure and temperature), gauge, and / or any combination used to convey a curable composition to a well site or downhole It can directly or indirectly affect the transport or delivery device. The disclosed curable compositions also include, but are not limited to, well bore casings, well bore liners, finished strings, insertion strings, drilling strings, coiled tubing, slick lines, wire lines, drilling pipes, drilling Collars, mud motors, downhole motors and / or pumps, cement pumps, surface mounted motors and / or pumps, centralizers, turbo risers, scratchers, floats (eg shoes, collars, valves, etc.), logging tools and related remotes Measuring equipment, actuators (eg, electromechanical devices, hydraulic mechanical devices, etc.), sliding sleeves, generating sleeves, plugs, screens, filters, flow control devices (eg, inflow control devices, autonomous inflow control devices, outflow control devices, etc.) ),Coupling E.g. electrohydraulic wet connect, dry connect, inductive coupler, etc.), control lines (e.g. electricity, optical fiber, hydraulic etc.), monitoring lines, drill bits and reamers, sensors or distributed sensors, downhole heat exchangers Direct to various downhole equipment and tools that can come into contact with curable compositions, such as valves, and corresponding activation devices, tool seals, packets, cement plugs, bridge plugs, and other well hole isolation devices or components Or indirectly.
本実施形態のより良い理解を容易化するため、いくつかの実施形態のある態様の次の例を説明する。次の例は、実施形態の全範囲を限定するまたは定義するものと決して読まれるべきではない。 To facilitate a better understanding of this embodiment, the following example of certain aspects of some embodiments will be described. The following examples should in no way be read as limiting or defining the full scope of the embodiments.
例
例１
次の例は、以下の構成要素を含む硬化性組成物を説明する。
表１
サンプルＩの組成的構成
The following example illustrates a curable composition comprising the following components:
Table 1
Composition of sample I
増量剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏｍａｘ（登録商標）ＦＦ重量添加剤であった。セメント遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏ Ｍａｔｒｉｘ（登録商標）Ｃｅｍｅｎｔ Ｒｅｔａｒｄｅｒであった。共遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＨＲ（登録商標）−５であった。分散剤は、ＢＡＳＦ（Ｆｌｏｒｈａｍ Ｐａｒｋ，Ｎｅｗ Ｊｅｒｓｅｙ）から入手可能なＬｉｑｕｉｍｅｎｔ５５８１Ｆ分散剤であった。増粘剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＳＡ−１０１５（商標）懸濁剤であった。硬化活性剤は、ナトリウムヘキサメタリン酸塩（ＳＨＭＰ）と硫酸ナトリウムとの１：１比（６％活性）での水溶液であった。準備後、サンプルの圧縮強度は、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに従って１０分のランプ時間で３，０００ｐｓｉ及び８０°Ｆに維持されたＵＣＡを用いて測定された。ＵＣＡ試験は１７日にわたって継続した。ＵＣＡ試験の終了時、破壊圧縮強度は、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに記載された手順に従ってサンプルを粉砕する機械式プレスを用いて測定された。ラッシュ強度は、４７３．７ｐｓｉと測定された。ＵＣＡ圧縮強度試験の結果を、以下の表２に提示する。
組成物は、約６０時間にわたって圧縮強度を得なかった。サンプルＩは、１２１時間後に初期硬化に到達し、４１１時間で５００ｐｓｉの圧縮強度を達成した。これは、組成物が少なくとも６０時間にわたって流体状態に留まり、１２１時間後までかなりの圧縮強度に到達しなかったことを示す。組成物は、試験が終了するまで圧縮強度を得続けた。加えて、このサンプルは、ＵＣＡ分析と同一のパラメータである８０°Ｆ、３０００ｐｓｉでの、ＡＰＩ ＲＰ−１０ｂ−６／ＩＳＯ１０４２６−６、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｏｎ Ｄｅｔｅｒｍｉｎｉｎｇ ｔｈｅ Ｓｔａｔｉｃ Ｇｅｌ Ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｏｆ Ｃｅｍｅｎｔ Ｆｏｒｍｕｌａｔｉｏｎｓに記載された手順に従って静的ゲル強度分析を受けた。サンプルは、１３日を超えるゼロゲル時間を示した。 The composition did not obtain compressive strength over about 60 hours. Sample I reached initial cure after 121 hours and achieved a compressive strength of 500 psi at 411 hours. This indicates that the composition remained in the fluid state for at least 60 hours and did not reach significant compressive strength until after 121 hours. The composition continued to obtain compressive strength until the test was completed. In addition, this sample is described in API RP-10b-6 / ISO 10426-6, Recommended Practicing on Determinating the Strategic Gel Strength of Cement Procedures at 80 ° F. and 3000 psi, the same parameters as UCA analysis. Static gel strength analysis was performed according to The sample exhibited a zero gel time greater than 13 days.
例２
より高い温度で組成物を最適化するため、サンプルＩＩ〜ＶＩが準備され、高圧、高温コンシストメータ上で増粘時間（ジャンプ時間）試験を受けた。サンプルＩＩ〜ＶＩの組成的構成を以下の表３に提示する。
表３
サンプルＩＩ〜ＶＩの組成的構成
In order to optimize the composition at higher temperatures, Samples II-VI were prepared and subjected to a thickening time (jump time) test on a high pressure, high temperature consistency meter. The compositional composition of Samples II-VI is presented in Table 3 below.
Table 3
Compositional composition of samples II-VI
増量剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏｍａｘ（登録商標）ＦＦ重量添加剤であった。セメント遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏ Ｍａｔｒｉｘ（登録商標）Ｃｅｍｅｎｔ Ｒｅｔａｒｄｅｒであった。共遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＨＲ（登録商標）−５であった。分散剤は、ＢＡＳＦ（Ｆｌｏｒｈａｍ Ｐａｒｋ， Ｎｅｗ Ｊｅｒｓｅｙ）から入手可能なＬｉｑｕｉｍｅｎｔ５５８１Ｆ分散剤であった。増粘剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＳＡ−１０１５（商標）懸濁剤であった。硬化活性剤は、ＣａＣｌ2であった。 Bulking agents are available from Halliburton Energy Services, Inc. Micromax® FF weight additive available from (Houston, TX). Cement retarders are available from Halliburton Energy Services, Inc. Micro Matrix® Cement Retarder available from (Houston, TX). Co-retarders are available from Halliburton Energy Services, Inc. HR®-5 available from (Houston, TX). The dispersant was a Liquid 5581F dispersant available from BASF (Florham Park, New Jersey). Thickeners are available from Halliburton Energy Services, Inc. (SA-1015 ™ suspension available from (Houston, TX). Curing activator was CaCl 2.
増粘時間、水和熱、及び圧縮強度は、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに従って決定された。準備後、増粘時間は、３，０００ｐｓｉ及び１４０°Ｆに設定され、２８分のランプ時間を有する実験条件でＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに従って高圧、高温コンシストメータを用いて測定された。水和熱、または水和熱が発生する時間は、増粘時間試験チャートの検査を通じて決定された。水和熱は、サンプル温度に、試験機器によって供給された熱である壁温度を上回させる事象によって識別される。サンプルは、２インチ×４インチのブラスシリンダ中に注がれ、大気圧、１４０°Ｆで、水バッチ中で乾燥された。次に、破壊圧縮強度が、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに記載された手順に従ってサンプルを粉砕する機械式プレスを用いて測定された。これらの試験の結果を以下の表４に記載する。
表４
増粘時間結果
Table 4
Thickening time result
結果は、ポンピング時間に対する制御は、スラリーで配合された硬化活性剤の量を調節することによって達成され得ることを示す。加えて、水和熱ポイントは、硬化活性剤濃度に対するポンピング時間に類似した傾向を辿り、そのため、水和熱は、硬化性組成物が水和反応を受けて硬化しつつあることのインジケータとして機能し得ることが発見された。 The results show that control over the pumping time can be achieved by adjusting the amount of cure activator formulated in the slurry. In addition, the heat of hydration point follows a trend similar to the pumping time for the cure activator concentration, so the heat of hydration serves as an indicator that the curable composition is undergoing a hydration reaction and is curing. It was discovered that it could be.
例３
サンプルＶＩＩは、サンプルＩＶの好ましい結果を増幅するために準備された。サンプルＶＩＩは、さらなる遅延剤及び分散剤を用いて準備された。サンプルＶＩＩの組成的構成を以下の表５に提示する。
表５
サンプルＶＩＩの組成的構成
Sample VII was prepared to amplify the favorable results of sample IV. Sample VII was prepared with additional retarder and dispersant. The compositional composition of Sample VII is presented in Table 5 below.
Table 5
Composition of sample VII
増量剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏｍａｘ（登録商標）ＦＦ重量添加剤であった。セメント遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏ Ｍａｔｒｉｘ（登録商標）Ｃｅｍｅｎｔ Ｒｅｔａｒｄｅｒであった。共遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＨＲ（登録商標）−５であった。分散剤は、ＢＡＳＦ（Ｆｌｏｒｈａｍ Ｐａｒｋ， Ｎｅｗ Ｊｅｒｓｅｙ）から入手可能なＬｉｑｕｉｍｅｎｔ５５８１Ｆ分散剤であった。増粘剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＳＡ−１０１５（商標）懸濁剤であった。硬化活性剤は、ＣａＣｌ2であった。 Bulking agents are available from Halliburton Energy Services, Inc. Micromax® FF weight additive available from (Houston, TX). Cement retarders are available from Halliburton Energy Services, Inc. Micro Matrix® Cement Retarder available from (Houston, TX). Co-retarders are available from Halliburton Energy Services, Inc. HR®-5 available from (Houston, TX). The dispersant was a Liquid 5581F dispersant available from BASF (Florham Park, New Jersey). Thickeners are available from Halliburton Energy Services, Inc. (SA-1015 ™ suspension available from (Houston, TX). Curing activator was CaCl 2.
増粘時間、水和熱、及び圧縮強度は、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに従って決定された。増粘時間は、１４０°Ｆ、３０００ｐｓｉで実行された。サンプルは、２インチ×４インチのブラスシリンダ中に注がれ、大気圧で７日にわたって、１４０°Ｆで、水バッチ中で硬化された。加えて、サンプルは、１インチ×２インチのブラスシリンダ中に注がれ、７日にわたって３０００ｐｓｉ、１４０°Ｆで、水バッチ中で乾燥された。硬化後、破壊圧縮強度が、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに記載された手順に従ってサンプルを粉砕する機械式プレスを用いて測定された。次に、破壊圧縮強度が、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに記載された手順に従ってサンプルを粉砕する機械式プレスを用いて測定された。これらの試験の結果を以下の表６に記載する。
例４
サンプルＶＩＩＩ〜ＸＶＩは、高温、高圧コンシストメータを用いて３５０°Ｆ及び１５，０００ｐｓｉの高温、高圧条件下で硬化性組成物を試験するために準備された。サンプルＶＩＩＩ〜ＸＶＩの組成的構成を以下の表７に提示する。
表７
サンプルＩＩ〜ＶＩの組成的構成
Samples VIII-XVI were prepared for testing curable compositions under high temperature, high pressure conditions of 350 ° F. and 15,000 psi using a high temperature, high pressure consistometer. The compositional composition of Samples VIII-XVI is presented in Table 7 below.
Table 7
Compositional composition of samples II-VI
増量剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏｍａｘ（登録商標）ＦＦ重量添加剤であった。セメント遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＭｉｃｒｏ Ｍａｔｒｉｘ（登録商標）Ｃｅｍｅｎｔ Ｒｅｔａｒｄｅｒであった。共遅延剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＨＲ（登録商標）−５であった。分散剤は、ＢＡＳＦ（Ｆｌｏｒｈａｍ Ｐａｒｋ， Ｎｅｗ Ｊｅｒｓｅｙ）から入手可能なＬｉｑｕｉｍｅｎｔ５５８１Ｆ分散剤であった。増粘剤は、Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ、Ｉｎｃ．（Ｈｏｕｓｔｏｎ，ＴＸ）から入手可能なＳＡ−１０１５（商標）懸濁剤であった。 Bulking agents are available from Halliburton Energy Services, Inc. Micromax® FF weight additive available from (Houston, TX). Cement retarders are available from Halliburton Energy Services, Inc. Micro Matrix® Cement Retarder available from (Houston, TX). Co-retarders are available from Halliburton Energy Services, Inc. HR®-5 available from (Houston, TX). The dispersant was a Liquid 5581F dispersant available from BASF (Florham Park, New Jersey). Thickeners are available from Halliburton Energy Services, Inc. (SA-1015 ™ suspension available from (Houston, TX).
増粘時間及び水和熱は、ＡＰＩ ＲＰ Ｐｒａｃｔｉｃｅ １０Ｂ−２、Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ Ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｗｅｌｌ Ｃｅｍｅｎｔｓに従って高温、高圧コンシストメータを用いて決定された。試験は、２８分のランプ時間で３５０°Ｆ、１５，０００ｐｓｉで実行された。水和熱は、増粘時間試験チャートの検査を通じて決定された。この試験の結果を以下の表８に記載する。
表８
増粘時間結果
Table 8
Thickening time result
表７に示すように、遅延剤の濃度は、サンプルＶＩＩＩ〜ＸＶＩにかけて定常的に増加されている。結果は、ポンピング時間と遅延剤濃度の間での線形の関係を示している。１．２Ｇａｌ／ｓｋでは、ポンピング時間は、６０時間を超えるように遅延され、水和熱も、６０時間を超えての硬化性を示している。したがって、高温、高圧の環境下においても、硬化性組成物は遅延硬化特性を示す。 As shown in Table 7, the concentration of retarder is steadily increased over samples VIII-XVI. The results show a linear relationship between pumping time and retarder concentration. At 1.2 Gal / sk, the pumping time is delayed to over 60 hours and the heat of hydration also shows curability over 60 hours. Accordingly, the curable composition exhibits delayed curing characteristics even in a high temperature and high pressure environment.
加えて、０．１２ｇａｌ／ｓｋ以上の遅延剤濃度を含む硬化性組成物もまた、硬化プロファイルが急速に７０Ｂｃに増加するように「直角」硬化作業を示す。効果的なことに、サンプルＸ〜ＸＶＩは直角硬化を示し、サンプルＶＩＩＩ及びＩＸは示さなかった。０．１２ｇａｌ／ｓｋ未満の遅延剤濃度を含む硬化性組成物は、ゲル化を示す７０Ｂｃに向かって徐々に増加する硬化プロファイルを有した。したがって、硬化性組成物のいくつかの配合物もまた、ゲル化を軽減させて、それが即時硬化を受ける特定のポイントまで長期にわたって流体に留まる硬化性組成物を提供し得る。図５Ａは、サンプルＸＶＩを例として用いる「直角」硬化プロファイルの例を提供する。図５Ｂは、サンプルＶＩＩＩを例として用いるゲル化硬化プロファイルの例を提供する。 In addition, curable compositions containing retarder concentrations of 0.12 gal / sk or higher also exhibit “right-angle” curing operations such that the curing profile rapidly increases to 70 Bc. Effectively, Samples X through XVI showed right angle cure and Samples VIII and IX did not. The curable composition containing a retarder concentration of less than 0.12 gal / sk had a gradually increasing cure profile towards 70Bc indicating gelation. Thus, some formulations of the curable composition may also provide a curable composition that will reduce gelation and remain in the fluid over time to a specific point where it undergoes immediate curing. FIG. 5A provides an example of a “right angle” cure profile using sample XVI as an example. FIG. 5B provides an example of a gelled cure profile using sample VIII as an example.
組成物及び方法は、様々な構成要素またはステップを「備える」、「包含する」、または「含む」という用語で説明されており、組成物及び方法はまた、様々な構成要素及びステップから「本質的に成る」または「成る」ことが可能であることを理解すべきである。その上、請求項で用いられるときに、不定冠詞「ａ」または「ａｎ」は、本明細書では、それが導入する１つまたは２つ以上の要素を意味するように定義される。 The compositions and methods are described in terms of “comprising,” “including,” or “including” various components or steps, and the compositions and methods are also “essential” from the various components and steps. It should be understood that it can be “consisting of” or “consisting of”. Moreover, as used in the claims, the indefinite article “a” or “an” is defined herein to mean one or more elements that it introduces.
簡潔であるように、ある範囲だけを本明細書には明示的に開示する。しかしながら、任意の下限からの範囲は、任意の上限と組み合わされて、明示的に記述されていない範囲を記述し得、また、任意の下限からの範囲は、任意の他の下限と組み合わされて、明示的には記述されていない範囲を記述し得、同一の方法で、任意の上限からの範囲は、任意の他の上限と組み合わされて、明示的に記述されていない範囲を記述し得る。加えて、下限及び上限を備えた数値範囲が開示されているときはいつでも、範囲内に入る任意の数及び任意の含まれる範囲は具体的に開示される。特に、本明細書に開示する値のすべての範囲（「約ａから約ｂ」または同等に、「約ａからｂ」または同等に「約ａ〜ｂ」の形）は、たとえ明示的に記述されていなくても、値のより広い範囲内に含まれるすべての数及び範囲を示すことを理解すべきである。したがって、全てのポイントまたは個々の値は、任意の他のポイントもしくは個々の値または任意の他の下限もしくは上限と組み合わされたそれ自身の下限または上限として機能して、明示的に記述されていない範囲を記述し得る。 For the sake of brevity, only certain ranges are explicitly disclosed herein. However, ranges from any lower limit may be combined with any upper limit to describe a range not explicitly described, and ranges from any lower limit may be combined with any other lower limit. Ranges that are not explicitly stated may be described, and in the same manner, ranges from any upper limit may be combined with any other upper limit to describe a range that is not explicitly stated . In addition, whenever a numerical range with a lower limit and an upper limit is disclosed, any number falling within the range and any included range is specifically disclosed. In particular, all ranges of values disclosed herein ("about a to about b" or equivalently, "about a to b" or equivalently "about ab" form) are explicitly stated. It should be understood that all numbers and ranges falling within a wider range of values are indicated, even if not. Thus, every point or individual value is not explicitly stated, acting as its own lower or upper limit combined with any other point or individual value or any other lower or upper limit A range can be described.
したがって、本実施形態は、言及される目的及び利点ならびにその中に固有のそれらを達成するように良く適合される。上に開示した特定の実施形態は例示目的のみであるが、それは、本実施形態は、本明細書の恩典を有する当業者には明らかな、異なるが同等の様式で修正され、実行され得るからである。個々の実施形態を論じたが、各々の実施形態のすべての組み合わせが、本開示によって予期され、カバーされる。さらにその上、以下の請求項に記載されていない、図示される本明細書中の構成または設計の詳細を制限することは意図されない。また、請求項中の用語は、特許権者によって明示的にかつ明瞭に定義されない限り、その平明で通常の意味を有する。したがって、上に開示した特定の例示的実施形態は、変更または修正され得、すべてのこのような変更例は、本開示の範囲及び精神内にあると考えられることが明らかである。この明細書及び１つ以上の特許（複数可）または参照により本明細書に組み込まれ得る他の文書中の語または用語の用途に矛盾がある場合、この明細書と一貫する定義を採用すべきである。
本発明のまた別の態様は、以下のとおりであってもよい。
〔１〕硬化性組成物を井戸穴に導入するための方法であって、
軽石、消石灰、硬化遅延剤、及び水を含む硬化性組成物を提供することと、
前記硬化性組成物を井戸穴に導入することと、
前記硬化性組成物を、前記井戸穴中で静的状態に留まらせることと、を含み、前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、約１日以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まる、前記方法。
〔２〕前記硬化性組成物の前記井戸穴への前記導入が、堀削流体の少なくとも一部分を地下層から押しのけする、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔３〕セメント組成物を前記井戸穴に導入して、前記硬化性組成物を前記地下層から少なくとも部分的に押しのけすることと、
前記セメント組成物を前記井戸穴中で硬化させることと、
前記井戸穴中に残っている前記硬化性組成物の前記一部分を硬化させることと、
をさらに含む、前記〔２〕に記載の前記方法。
〔４〕前記硬化性組成物が、前記硬化性組成物が前記井戸穴の底部にパドルを形成するように前記井戸穴に導入され、前記方法が、
導管を、前記井戸穴の前記底部で前記硬化性組成物によって形成された前記パドル中に配置することと、
前記硬化性組成物を、前記導管を囲む環に硬化させることと、をさらに含む、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔５〕前記硬化遅延剤が、ホスホン酸、ホスホン酸誘導体、リグノスルホン酸塩、塩、有機酸、カルボキシメチル化ヒドロキシエチル化セルロース、スルホン酸塩及びカルボン酸基を含む合成コポリマーまたはターポリマー、ホウ酸塩化合物、ならびにそれらの任意の混合物から成る群から選択される少なくとも１つの遅延剤を含む、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔６〕前記硬化性組成物が、前記前述の硬化遅延剤とは明確に異なるさらなる硬化遅延剤を含む、前記〔５〕に記載の前記方法。
〔７〕前記硬化性組成物が、分散剤をさらに含む、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔８〕前記分散剤が、スルホン化ホルムアルデヒド系の分散剤、ポリカルボキシル化エーテル分散剤、及びそれらの任意の組み合わせから成る群から選択される少なくとも１つの分散剤を含む、前記〔７〕に記載の前記方法。
〔９〕前記硬化遅延剤が、ホスホン酸誘導体を含み、前記硬化性組成物が、ポリカルボキシル化エーテル分散剤をさらに含む、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔１０〕前記硬化性組成物が、沸石、アミン、ケイ酸塩、ＩＡ族及びＩＩＡ族の水酸化物、一価塩、二価塩、ナノシリカ、ポリリン酸塩、ならびにそれらの任意の組み合わせから成る群から選択される少なくとも１つの硬化活性剤をさらに含む、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔１１〕前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、約５日以上の期間にわたって７０Ｂｃ未満の流体状態に留まる、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔１２〕前記硬化性組成物が、約１日以上の期間にわたって前記井戸穴中で静的状態に留まった後に、約５０ｐｓｉ未満の圧縮強度及び約２０ｌｂｓ．／ｆｔ． 2 未満の降伏点を有する、前記〔１〕に記載の前記方法。
〔１３〕硬化性組成物を井戸穴に導入するための方法であって、
軽石、消石灰、硬化遅延剤、及び水を含む硬化性組成物を提供することと、
前記硬化性組成物を、前記硬化性組成物が前記井戸穴の底部でパドルを形成するように、前記井戸穴に導入することと、
前記硬化性組成物を、前記井戸穴中で静的状態に留まらせることと、を含み、前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、約１日以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まる、前記方法。
〔１４〕導管を、前記井戸穴の前記底部で前記硬化性組成物によって形成された前記パドル中に配置することと、前記硬化性組成物の少なくとも一部分を、前記導管を囲む環として硬化させることと、をさらに含む、前記〔１３〕に記載の前記方法。
〔１５〕前記硬化遅延剤が、ホスホン酸、ホスホン酸誘導体、リグノスルホン酸塩、塩、有機酸、カルボキシメチル化ヒドロキシエチル化セルロース、スルホン酸塩及びカルボン酸基を含む合成コポリマーもしくはターポリマー、ホウ酸塩化合物、ならびにそれらの任意の混合物から成る群から選択される少なくとも１つの遅延剤を含む、前記〔１３〕に記載の前記方法。
〔１６〕前記硬化性組成物が、沸石、アミン、ケイ酸塩、ＩＡ族及びＩＩＡ族の水酸化物、一価塩、二価塩、ナノシリカ、ポリリン酸塩、ならびにそれらの任意の組み合わせから成る群から選択される少なくとも１つの硬化活性剤をさらに含む、前記〔１３〕に記載の前記方法。
〔１７〕前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、約５日以上の期間にわたって７０Ｂｃ未満の流体状態に留まる、前記〔１３〕に記載の前記方法。
〔１８〕前記硬化性組成物が、約１日以上の期間にわたって前記井戸穴中で静的状態に留まった後に、約５０ｐｓｉ未満の圧縮強度及び約２０ｌｂｓ．／ｆｔ． 2 未満の降伏点を有する、前記〔１３〕に記載の前記方法。
〔１９〕ケーシングを硬化させるための硬化性組成物システムであって、
井戸穴内に配設された井戸穴ケーシングと、
前記井戸穴中に配置され、前記井戸穴中で静的状態にある間、約１日以上の期間にわたって７０Ｂｃ未満の流体状態に留まることが可能な硬化性組成物であって、
水と、
軽石と、
消石灰と、
硬化遅延剤と、を含む、硬化性組成物と、
前記硬化性組成物を混合することが可能な混合機器と、
前記硬化性組成物を前記井戸穴中にポンピングすることが可能なポンピング機器と、
を備える、前記硬化性組成物システム。
〔２０〕前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、約５日以上の期間にわたって７０Ｂｃ未満の流体状態に留まることが可能である、前記〔１９〕に記載の前記システム。
Thus, the present embodiments are well adapted to achieve the stated objectives and advantages as well as those inherent therein. The specific embodiments disclosed above are for illustrative purposes only, as the embodiments may be modified and implemented in different but equivalent manners that will be apparent to those skilled in the art having the benefit of this specification. It is. Although individual embodiments have been discussed, all combinations of each embodiment are anticipated and covered by the present disclosure. Furthermore, it is not intended to limit the details of construction or design herein shown which is not described in the following claims. Also, the terms in the claims have their plain and ordinary meanings unless expressly and clearly defined by the patentee. It is therefore evident that the particular exemplary embodiments disclosed above may be altered or modified and all such variations are considered within the scope and spirit of the present disclosure. Where there is a conflict in the use of a word or term in this specification and one or more patent (s) or other documents that may be incorporated herein by reference, a definition consistent with this specification should be adopted It is.
Another aspect of the present invention may be as follows.
[1] A method for introducing a curable composition into a well hole,
Providing a curable composition comprising pumice, slaked lime, a set retarder, and water;
Introducing the curable composition into the well hole;
Allowing the curable composition to remain static in the well, over a period of about 1 day or more while the curable composition is static in the well. Said method, which remains in a pumpable fluid state.
[2] The method according to [1], wherein the introduction of the curable composition into the well hole displaces at least a portion of excavation fluid from the underground layer.
[3] introducing a cement composition into the well hole to at least partially push the curable composition away from the underground layer;
Curing the cement composition in the well hole;
Curing the portion of the curable composition remaining in the well hole;
The method according to [2], further comprising:
[4] The curable composition is introduced into the well hole such that the curable composition forms a paddle at the bottom of the well hole, and the method includes:
Placing a conduit in the paddle formed by the curable composition at the bottom of the well hole;
The method according to [1], further comprising curing the curable composition to a ring surrounding the conduit.
[5] The curing retarder is a phosphonic acid, phosphonic acid derivative, lignosulfonate, salt, organic acid, carboxymethylated hydroxyethylated cellulose, sulfonate and a synthetic copolymer or terpolymer containing a carboxylic acid group, boron The method according to [1] above, comprising at least one retarder selected from the group consisting of acid salt compounds, and any mixtures thereof.
[6] The method according to [5], wherein the curable composition comprises a further curing retarder that is clearly different from the curing retarder.
[7] The method according to [1], wherein the curable composition further comprises a dispersant.
[8] The above [7], wherein the dispersant includes at least one dispersant selected from the group consisting of a sulfonated formaldehyde-based dispersant, a polycarboxylated ether dispersant, and any combination thereof. Said method.
[9] The method according to [1], wherein the curing retarder includes a phosphonic acid derivative, and the curable composition further includes a polycarboxylated ether dispersant.
[10] The curable composition comprises zeolite, amine, silicate, Group IA and Group IIA hydroxide, monovalent salt, divalent salt, nanosilica, polyphosphate, and any combination thereof. The method according to [1], further comprising at least one curing activator selected from the group.
[11] The method of [1], wherein the curable composition remains in a fluid state of less than 70 Bc for a period of about 5 days or more while in the static state in the well.
[12] The compressive strength of less than about 50 psi and about 20 lbs. After the curable composition remains static in the well for a period of about 1 day or longer. / Ft. The method according to [1] above, having a yield point of less than 2 .
[13] A method for introducing a curable composition into a well hole,
Providing a curable composition comprising pumice, slaked lime, a set retarder, and water;
Introducing the curable composition into the well hole such that the curable composition forms a paddle at the bottom of the well hole;
Allowing the curable composition to remain static in the well, over a period of about 1 day or more while the curable composition is static in the well. Said method, which remains in a pumpable fluid state.
[14] disposing a conduit in the paddle formed by the curable composition at the bottom of the well, and curing at least a portion of the curable composition as an annulus surrounding the conduit. The method according to [13], further comprising:
[15] The curing retardant is a phosphonic acid, phosphonic acid derivative, lignosulfonate, salt, organic acid, carboxymethylated hydroxyethylated cellulose, sulfonate and a synthetic copolymer or terpolymer containing a carboxylic acid group, boron The method according to [13] above, comprising at least one retarder selected from the group consisting of acid salt compounds, and any mixtures thereof.
[16] The curable composition comprises zeolite, amine, silicate, Group IA and Group II hydroxide, monovalent salt, divalent salt, nanosilica, polyphosphate, and any combination thereof. The method according to [13], further comprising at least one curing activator selected from the group.
[17] The method of [13], wherein the curable composition remains in a fluid state of less than 70 Bc for a period of about 5 days or more while in a static state in the well.
[18] The compressive strength of less than about 50 psi and about 20 lbs. After the curable composition remains static in the well for a period of about 1 day or more. / Ft. The method according to [13], which has a yield point of less than 2 .
[19] A curable composition system for curing a casing,
A well casing disposed in the well hole;
A curable composition disposed in the well hole and capable of staying in a fluid state of less than 70 Bc for a period of about one day or longer while in the static state in the well hole,
water and,
With pumice,
With slaked lime,
A curable composition comprising a cure retardant,
A mixing device capable of mixing the curable composition;
A pumping device capable of pumping the curable composition into the well hole;
The curable composition system comprising:
[20] The curable composition according to [19], wherein the curable composition can remain in a fluid state of less than 70 Bc for a period of about 5 days or longer while in the static state in the well. system.
Claims (20)
軽石、消石灰、硬化遅延剤、及び水を含む硬化性組成物を提供する工程であって、前記軽石、消石灰及び硬化遅延剤が、水懸濁物を形成している工程と、
前記硬化性組成物を井戸穴に導入する工程であって、前記硬化性組成物が、熱的に活性化されるか、又は硬化活性剤の含有により活性化される工程と、
前記硬化性組成物を、前記井戸穴中で静的状態に留まらせる工程と、
を含み、前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、１日以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まることを特徴とする方法。 A method for introducing a curable composition into a well,
Providing a curable composition comprising pumice, slaked lime, a set retarder, and water , wherein the pumice, slaked lime, and set retarder form a water suspension ;
Introducing the curable composition into a well , wherein the curable composition is thermally activated or activated by the inclusion of a curing activator ;
A step of stay of the curable composition, the static state in said wellbore,
Wherein the said curable composition, while in the static condition in the well bore, wherein the stay in pumpable fluid state for a period of more than 1 day.
前記セメント組成物を前記井戸穴中で硬化させる工程と、
前記井戸穴中に残っている前記硬化性組成物の前記一部分を硬化させる工程と、
をさらに含む、請求項２に記載の方法。 The cement composition is introduced into the well bore, comprising the curable composition is Noke that step press from the subterranean formation, a portion of the curable composition, a step of remaining in the wellbore,
And curing the cement composition in said wellbore,
And curing the portion of the curable composition remaining in the wellbore,
Further comprising a method towards of claim 2.
導管を、前記井戸穴の前記底部で前記硬化性組成物によって形成された前記パドル中に配置する工程と、
前記硬化性組成物を、前記導管を囲む環として硬化させる工程と、
をさらに含む、請求項１に記載の方法。 The curable composition is introduced into the wellbore to form a puddle in the bottom of the front Symbol wellbore, the method comprising:
A conduit, placing in said paddle formed by the curable composition at the bottom of the wellbore,
The curable composition, and curing as a ring surrounding the conduit,
Further comprising a method towards claim 1.
軽石、消石灰、硬化遅延剤、及び水を含む硬化性組成物を提供する工程であって、前記軽石、消石灰及び硬化遅延剤が、水懸濁物を形成している工程と、
前記硬化性組成物を、前記硬化性組成物が前記井戸穴の底部でパドルを形成するように、前記井戸穴に導入する工程であって、前記硬化性組成物が、熱的に活性化されるか、又は硬化活性剤の含有により活性化される工程と、
前記硬化性組成物を、前記井戸穴中で静的状態に留まらせる工程と、
を含み、前記硬化性組成物が、前記井戸穴中で静的状態にある間、１日以上の期間にわたってポンピング可能な流体状態に留まることを特徴とする方法。 A method for introducing a curable composition into a well,
Providing a curable composition comprising pumice, slaked lime, a set retarder, and water , wherein the pumice, slaked lime, and set retarder form a water suspension ;
Introducing the curable composition into the well hole such that the curable composition forms a paddle at the bottom of the well hole , wherein the curable composition is thermally activated. Or a step activated by inclusion of a curing activator ;
A step of stay of the curable composition, the static state in said wellbore,
Hints, the curable composition is, while in the static state in said wellbore, how to, characterized in that the stay pumpable fluid state for a period of more than 1 day.
井戸穴内に配設された井戸穴ケーシングと、
前記井戸穴中に配置され、前記井戸穴中で静的状態にある間、１日以上の期間にわたって７０Ｂｃ未満の流体状態に留まることが可能であり、かつ熱的に活性化されるか、又は硬化活性剤の含有により活性化される硬化性組成物であって、
水と、
軽石と、
消石灰と、
硬化遅延剤と、を含み、前記軽石、消石灰及び硬化遅延剤が、水懸濁物を形成している硬化性組成物と、
前記硬化性組成物を混合することが可能な混合機器と、
前記硬化性組成物を前記井戸穴中にポンピングすることが可能なポンピング機器と、
を備えたことを特徴とする硬化性組成物システム。 A curable composition system order to install the casing,
A well casing disposed in the well hole;
Can be placed in the well hole and remain in a fluid state of less than 70 Bc for a period of 1 day or more while in the static state in the well hole and is thermally activated, or A curable composition activated by the inclusion of a curing activator ,
water and,
With pumice,
With slaked lime,
Viewed contains a cure retarder, wherein the pumice, slaked lime and set retarder is a curable composition that forms a water suspension,
A mixing device capable of mixing the curable composition;
A pumping device capable of pumping the curable composition into the well hole;
Hardening composition system comprising the.
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