RU2015118699A - Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения - Google Patents
Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015118699A RU2015118699A RU2015118699A RU2015118699A RU2015118699A RU 2015118699 A RU2015118699 A RU 2015118699A RU 2015118699 A RU2015118699 A RU 2015118699A RU 2015118699 A RU2015118699 A RU 2015118699A RU 2015118699 A RU2015118699 A RU 2015118699A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- buffer fluid
- compacting
- wellbore
- buffer
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims 100
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 70
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 35
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims 29
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 22
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims 19
- -1 gilsonite Substances 0.000 claims 12
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims 11
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims 10
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims 9
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 9
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 8
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims 8
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims 8
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims 7
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims 7
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims 7
- 241000209094 Oryza Species 0.000 claims 6
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims 6
- 239000002956 ash Substances 0.000 claims 6
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 6
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims 6
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims 6
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims 6
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims 6
- 239000010903 husk Substances 0.000 claims 6
- 239000008262 pumice Substances 0.000 claims 6
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims 5
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims 5
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims 5
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 5
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims 5
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims 5
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims 5
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims 5
- 239000012802 nanoclay Substances 0.000 claims 5
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims 5
- 239000010451 perlite Substances 0.000 claims 5
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 claims 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 5
- 239000010454 slate Substances 0.000 claims 5
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims 5
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 229910002026 crystalline silica Inorganic materials 0.000 claims 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 3
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- 229910021488 crystalline silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims 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
- C09K8/42—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
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C04B38/00—Porous mortars, concrete, artificial stone or ceramic ware; Preparation thereof
- C04B38/10—Porous mortars, concrete, artificial stone or ceramic ware; Preparation thereof by using foaming agents or by using mechanical means, e.g. adding preformed foam
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Claims (98)
1. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: (i) предела текучести от приблизительно 25 Паскаль до приблизительно 250 Паскаль, (ii) статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), (iii) предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и (iv) неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа);
использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству.
2. Способ по п. 1, где буровой раствор содержит буровой раствор на масляной основе.
3. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
4. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит известковую печную пыль.
5. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит печную пыль в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после буферной жидкости, где буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий выполнение проверки качества связывания для части буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины для измерения связывания уплотнившейся буферной жидкости с ветвью трубопровода в стволе скважины.
8. Способ по п. 1, где буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
9. Способ по п. 1, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из добавки для контроля свободной воды, облегчающей добавки, пенообразующего средства, вспомогательного цементирующего материала, утяжеляющего средства любого пригодного размера, придающего вязкость средства, средства для контроля поглощения воды, материала для изоляции, добавки для контроля фильтрации, диспергирующего средства, пеногасителя, ингибитора коррозии, ингибитора образования отложений, облагораживающего пласты средства, увлажняющего поверхностно-активного вещества и любой их комбинации.
10. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.
11. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит по меньшей мере один цементирующий материал, выбранный из группы, состоящей из портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, сверхтонкого цемента, шлака, зольной пыли, золы из рисовой шелухи, пумицита, гипса и любой их комбинации.
12. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется
в стволе скважины с получением статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) и/или предела текучести от приблизительно 25 Паскаль до приблизительно 250 Паскаль.
13. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).
14. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
15. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 8 часов или менее.
16. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов.
17. Способ по п. 1, где уплотнившаяся часть буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
18. Способ по п. 1, где предопределенные условия в стволе скважины включают температуру и давление.
19. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
20. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
21. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.
22. Способ по п. 19, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
23. Способ по п. 22, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением времени перехода, более короткого, чем время перехода цементной композиции.
24. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
25. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 20 минут или менее.
26. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).
27. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
28. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов.
29. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
30. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
31. Способ по п. 30, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
32. Способ по п. 30, где уплотняющиеся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.
33. Способ по п. 30, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
34. Способ по п. 33, где время перехода части уплотняющейся
буферной жидкости является более коротким, чем время перехода цементной композиции.
35. Способ по п. 30, где время перехода части уплотняющейся буферной жидкости составляет приблизительно 20 минут или менее.
36. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).
37. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
38. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 4 часов.
39. Способ по п. 30, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
40. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины;
где уплотняющаяся буферная жидкость содержит воду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния,
кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации; и
где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
41. Способ по п. 40, где буровой раствор содержит буровой раствор на масляной основе.
42. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, и печная пыль содержит цементную печную пыль.
43. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, и печная пыль содержит известковую печную пыль.
44. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, и печная пыль присутствует в уплотняющейся буферной жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.
45. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит зольную пыль, шлак, пумицит, известь и/или барит.
46. Способ по п. 40, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после уплотняющейся буферной жидкости, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
47. Способ по п. 40, где буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
48. Способ по п. 40, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
49. Способ по п. 40, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 20 минут или менее.
50. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины;
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; и
измерение свойств уплотнения части уплотняющейся буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины.
51. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
52. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит известковую печную пыль.
53. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, и где печная пыль присутствует в уплотняющейся буферной жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.
54. Способ по п. 50, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после уплотняющейся буферной жидкости, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора на масляной основе.
55. Способ по п. 50, где уплотняющиеся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
56. Способ по п. 50, где часть уплотнившейся буферной жидкости образует связь между подземным пластом и ветвью трубопровода, расположенной в стволе скважины, или между ветвью трубопровода и более крупным каналом, расположенным в стволе скважины, и где качество связывания измеряют для связи, образованной уплотняющейся буферной жидкостью.
57. Способ по п. 50, где стадия измерения свойств уплотнения включает выполнение проверки качества связывания.
58. Способ оценки буферной жидкости для применения в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий:
предоставление буферной жидкости; и
измерение времени перехода буферной жидкости.
59. Способ по п. 58, где время перехода буферной жидкости составляет приблизительно 45 минут или менее в условиях ствола скважины.
60. Способ по п. 58, где время перехода буферной жидкости составляет приблизительно 20 минут или менее при температуре в диапазоне от приблизительно 40°F (4°C) до приблизительно 300°F (149°C) и давлении в диапазоне от приблизительно 2000 psi (13790 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
61. Способ по п. 58, дополнительно включающий измерение прочности при сжатии буферной жидкости.
62. Способ по п. 58, дополнительно включающий: предоставление цементной композиции, измерение времени перехода цементной композиции и сравнение времени перехода цементной композиции и времени перехода буферной жидкости.
63. Способ по п. 62, где время перехода буферной жидкости является более коротким, чем время перехода цементной композиции.
64. Способ оценки буферной жидкости для применения в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий:
предоставление буферной жидкости; и
измерение времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.
65. Способ по п. 64, где время нулевого гелеобразования буферной жидкости составляет приблизительно 4 часа или менее в условиях ствола скважины.
66. Способ по п. 64, дополнительно включающий измерение прочности при сжатии буферной жидкости.
67. Способ по п. 64, дополнительно включающий:
предоставление цементной композиции, измерение времени нулевого гелеобразования цементной композиции и сравнение времени нулевого гелеобразования цементной композиции и времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.
68. Способ по п. 67, где время нулевого гелеобразования буферной жидкости является более длительным, чем время нулевого гелеобразования цементной композиции.
69. Уплотняющаяся буферная жидкость, разделяющая буровой раствор и цементную композицию в стволе скважины, содержащая:
воду; и
по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации; и
где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
70. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, где печная пыль содержит цементную печную пыль.
71. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, где печная пыль содержит известковую печную пыль.
72. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.
73. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/725,833 US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-21 | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| US13/725,833 | 2012-12-21 | ||
| PCT/US2013/076959 WO2014100604A1 (en) | 2012-12-21 | 2013-12-20 | Consolidating spacer fluids and methods of use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015118699A true RU2015118699A (ru) | 2017-02-02 |
| RU2612763C2 RU2612763C2 (ru) | 2017-03-13 |
Family
ID=50979252
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015118699A RU2612763C2 (ru) | 2012-12-21 | 2013-12-20 | Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2935506A4 (ru) |
| CN (1) | CN104995279A (ru) |
| AR (1) | AR094176A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013361111B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015011635A2 (ru) |
| CA (1) | CA2891718A1 (ru) |
| IN (1) | IN2015DN04157A (ru) |
| MX (1) | MX2015006334A (ru) |
| MY (1) | MY181579A (ru) |
| NZ (2) | NZ742608A (ru) |
| RU (1) | RU2612763C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014100604A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2017405325B2 (en) * | 2017-03-20 | 2021-04-01 | Baker Hughes Holdings, LLC | Viscosity modifiers and methods of use thereof |
| RU2681714C2 (ru) * | 2017-07-17 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "БурениеСервис" | Способ получения эрозионной буферной жидкости |
| RU2674348C1 (ru) * | 2017-12-13 | 2018-12-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Буферная жидкость |
| CN110551489B (zh) * | 2018-06-04 | 2022-06-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渗透型固化前置液体系及其制备方法 |
| MY197237A (en) * | 2019-02-01 | 2023-06-07 | Halliburton Energy Services Inc | Compatible low crystalline silica spacers |
| CN110484221A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-11-22 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 固完井用油基泥浆隔离液及其制备方法 |
| CN110643334A (zh) * | 2019-10-08 | 2020-01-03 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种纳米颗粒增强固井隔离液 |
| US11242479B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer cement for use in subterranean operations |
| US11162015B2 (en) | 2020-02-14 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer formulations for mitigating losses |
| US11332654B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well bore spacer and efficiency fluids comprising geopolymers |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5316083A (en) * | 1992-12-31 | 1994-05-31 | Shell Oil Company | Blast furnace slag spacer |
| US5443123A (en) * | 1994-03-14 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
| US5866517A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore |
| US7445669B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
| US8403045B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
| US7077203B1 (en) * | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
| US8522873B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US7199086B1 (en) * | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
| EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
| US7748454B2 (en) * | 2008-04-28 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelation inhibiting retarders for highly reactive calcium silicate based binder compositions and methods of making and using same |
| CN101857799B (zh) * | 2010-06-28 | 2011-08-10 | 西南石油大学 | 一种可固化堵漏隔离液及其制备方法 |
| US9062241B2 (en) * | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
| US9022147B2 (en) * | 2011-06-01 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition |
-
2013
- 2013-12-19 AR ARP130104904A patent/AR094176A1/es active IP Right Grant
- 2013-12-20 BR BR112015011635A patent/BR112015011635A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2013-12-20 EP EP13864420.8A patent/EP2935506A4/en active Pending
- 2013-12-20 CN CN201380067250.0A patent/CN104995279A/zh active Pending
- 2013-12-20 RU RU2015118699A patent/RU2612763C2/ru active
- 2013-12-20 IN IN4157DEN2015 patent/IN2015DN04157A/en unknown
- 2013-12-20 NZ NZ742608A patent/NZ742608A/en not_active IP Right Cessation
- 2013-12-20 MX MX2015006334A patent/MX2015006334A/es unknown
- 2013-12-20 NZ NZ707995A patent/NZ707995A/en not_active IP Right Cessation
- 2013-12-20 MY MYPI2015701601A patent/MY181579A/en unknown
- 2013-12-20 AU AU2013361111A patent/AU2013361111B2/en active Active
- 2013-12-20 CA CA2891718A patent/CA2891718A1/en not_active Abandoned
- 2013-12-20 WO PCT/US2013/076959 patent/WO2014100604A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2014100604A1 (en) | 2014-06-26 |
| EP2935506A1 (en) | 2015-10-28 |
| RU2612763C2 (ru) | 2017-03-13 |
| NZ742608A (en) | 2019-01-25 |
| IN2015DN04157A (ru) | 2015-10-16 |
| AU2013361111A1 (en) | 2015-06-04 |
| AR094176A1 (es) | 2015-07-15 |
| NZ707995A (en) | 2019-01-25 |
| MX2015006334A (es) | 2016-01-20 |
| CN104995279A (zh) | 2015-10-21 |
| MY181579A (en) | 2020-12-29 |
| AU2013361111B2 (en) | 2015-10-08 |
| BR112015011635A2 (pt) | 2017-07-11 |
| EP2935506A4 (en) | 2016-10-26 |
| CA2891718A1 (en) | 2014-06-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2015118699A (ru) | Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения | |
| US9878949B2 (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods | |
| US10781355B2 (en) | Tunable control of pozzolan-lime cement compositions | |
| CA2835556C (en) | Settable compositions containing metakaolin having reduced portland cement content | |
| US8544543B2 (en) | Consolidating spacer fluids and methods of use | |
| US9580638B2 (en) | Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions | |
| JP5330221B2 (ja) | 低水和熱セメント組成物、及び該組成物の使用方法 | |
| JP2017508709A (ja) | 不動態化されたセメント促進剤 | |
| EP2991946A1 (en) | Pumice-containing remedial compositions and methods of use | |
| AU2007228560A1 (en) | Cements for use across formations containing gas hydrates | |
| JP6266787B2 (ja) | 坑井セメンチングにおける高アルミナ質耐火性アルミノケイ酸塩ポゾラン | |
| US11485895B2 (en) | Cement with resilient latex polymer | |
| AU2015230993B2 (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods | |
| RU2632086C1 (ru) | Двухкомпонентные цементные композиции с отсроченным схватыванием | |
| Broni-Bediako et al. | Effects of Fresh Nano Zeolite on Physical Properties of Oil Well Cement Slurry at High Temperature | |
| US20230126770A1 (en) | Liquid Salt Activator and Methods of Making and Using Same | |
| US11795364B2 (en) | Low carbon footprint expansive composition and methods of making and using same | |
| Al-Yami et al. | Cement Formula To Prevent Gas Migration Problems in HT/HP Wells |